“estudio de factibilidad para la aplicaciÓn de energÍa

“ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA APLICACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE FOTOVOLTAICA EN EL SISTEMA DE ILUMINACIÓN GENERAL

DEL CAMPO REPSOL-NPF”

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA

SEDE QUITO

FACULTAD DE INGENIERÍAS

CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

“ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA APLICACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE

FOTOVOLTAICA EN EL SISTEMA DE ILUMINACIÓN GENERAL DEL CAMPO

REPSOL-NPF”

AUTOR:

ANDREA ISABEL FLORES ORQUERA

DIRECTOR:

ING. DIEGO CARRIÓN

QUITO, ENERO DE 2013

I

DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD

Ing. Diego Carrión

CERTIFICA:

Haber dirigido y revisado prolijamente cada uno de los capítulos técnicos del

informe de tesis titulada; Estudio de factibilidad para la aplicación de energía renovable

fotovoltaica en el sistema de iluminación del campo Repsol, realizada por la señorita:

Flores Orquera Andrea Isabel, previa la obtención del título de Ingeniero Eléctrico en la

Carrera de Ingeniería Eléctrica.

Por cumplir los requisitos autoriza su presentación.

Quito, Enero de 2013

____________________________

Ing. Diego Carrión

DIRECTOR

II

DECLARATORIA DE AUTORÍA

Yo, Andrea Isabel Flores O., declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi

autoría, que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación

profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

A través de la presente declaración cedo los derechos de propiedad intelectual

correspondiente a este trabajo, a la Universidad Politécnica Salesiana, según lo establecido

por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

Quito, Enero de 2013

____________________

Andrea Flores

III

AGRADECIMIENTO A la Planta de Tratamiento y Producción de Hidrocarburos REPSOL-NPF y a su personal

técnico y administrativo, por brindarme la apertura en sus instalaciones y ayudarme con

todos mis requerimientos, facilitándome datos y documentos que sirvieron de soporte para

el desarrollo del presente proyecto de tesis.

A mi director de tesis, Ing. Diego Carrión, por guiar el desarrollo de la misma, aportando su

elevado conocimiento referente al tema de energías renovables, exigiéndome un estudio

completo y una investigación profunda en cada tema, haciendo de éste un proyecto de

investigación fiable.

IV

DEDICATORIA

A Dios, por preparar mi camino, y en él haber puesto a la gente que se precisa para ser

feliz.

A mi esposo, por su amor incondicional y ser pilar en mi desarrollo personal y profesional.

A mi madre, por ser amiga y guía, por el cuidado y amor que no han cesado nunca.

A mi padre, por su amor, su ejemplo y sus concejos a lo largo de mi vida.

A mis hermanas Tefy y Emily, por compartirme sus vidas, sus locuras, sus risas.

Andrea Flores

V

ÍNDICE

Declaratoria de responsabilidad ..................................................................................... I

Declaratoria de autoría ................................................................................................. II

Agradecimiento ........................................................................................................... III

Dedicatoria .................................................................................................................. IV

Índice ........................................................................................................................... V

Índice de contenidos ..................................................................................................... V

Índice de figuras ........................................................................................................ XV

Índice de tablas...................................................................................................... XVIII

Índice de Anexos ....................................................................................................... XX

Glosario de términos ................................................................................................ XXI

Glosario de normas..................................................................................................XXII

Título del Tema ..................................................................................................... XXIII

Planteamiento del Problema .................................................................................. XXIII

Justificación del Tema ........................................................................................... XXIII

Alcances ................................................................................................................. XXV

Objetivos ................................................................................................................ XXV

Hipótesis ............................................................................................................... XXVI

Esquema de Contenidos......................................................................................... XXVI

Resumen .............................................................................................................XXVIII

VI

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I

ENERGÍAS RENOVABLES

1.1 DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA REPSOL-YPF ......... ……………….……….….1

1.2 ENERGÍAS RENOVABLES................................................................................... 4

1.2.1 Fuentes de Energía................................................................................................ 4

1.2.2 Energía Solar ........................................................................................................ 6

1.2.3 Energía Eólica ...................................................................................................... 6

1.2.4 Biomasa ................................................................................................................ 7

1.2.4.1 Principales aplicaciones ..................................................................................... 8

1.2.5 Energía Geotérmica .............................................................................................. 9

1.2.6 Energía Mareomotriz ............................................................................................ 9

1.2.6.1 Métodos de generación .................................................................................... 10

1.2.6.1.1 Generador de la corriente de marea ............................................................... 10

1.2.6.1.2 Presa de marea .............................................................................................. 10

1.2.6.1.3 Energía mareomotriz dinámica ...................................................................... 11

1.2.7 Energía Hidráulica .............................................................................................. 11

1.2.7.1 Potenciales impactos ambientales .................................................................... 11

1.2.7.2 Efectos hidrológicos ........................................................................................ 12

1.2.7.3 Temas sociales ................................................................................................. 12

1.2.7.4 Pesca y fauna ................................................................................................... 13

1.3 ENERGÍA SOLAR ............................................................................................... 13

1.3.1 Radiación Solar .................................................................................................. 14

1.3.2 La Irradiancia ..................................................................................................... 14

VII

1.3.3 La Constante Solar.............................................................................................. 14

1.3.4 Irradiación - H .................................................................................................... 16

1.3.5 Heliofanía ........................................................................................................... 16

1.3.6 Tipos de Radiación ............................................................................................. 16

1.3.6.1 Radiación directa ............................................................................................. 16

1.3.6.2 Radiación difusa .............................................................................................. 17

1.3.6.3 Radiación reflejada .......................................................................................... 17

1.3.6.4 Radiación global .............................................................................................. 17

1.3.6.5 Albedo ............................................................................................................. 18

1.3.6.6 Radiación total ................................................................................................. 18

1.3.7 Características de la radiación solar .................................................................... 18

1.3.8 Variación de la radiación .................................................................................... 18

1.3.9 Instrumentos para medir la radiación solar .......................................................... 19

1.3.9.1 Pirheliómetro o Actinómetro ............................................................................ 19

1.3.9.2 Piranómetro o Solarímetro ............................................................................... 19

1.3.9.3 Pirorradiómetro ................................................................................................ 20

1.3.9.4 Heliógrafo ....................................................................................................... 20

1.3.10 Tipos de Sistemas Solares Fotovoltaico por su Funcionamiento ........................ 21

1.3.10.1 Sistemas Solares Fotovoltaicos Aislados o Tipo Isla ...................................... 21

1.3.10.2 Sistemas Solares Fotovoltaicos Conectados a Red Pública ............................. 22

1.3.10.3 Sistema de Gema Solar .................................................................................. 23

1.3.11 Tipos de Sistemas Solares Fotovoltaicos por su Conexión ................................. 24

1.3.11.1 Conexión en Serie, Incremento de Voltaje...................................................... 24

1.3.11.2 Conexión en Paralelo, Incremento de Corriente .............................................. 25

1.3.11.3 Elementos ...................................................................................................... 27

VIII

1.3.11.3.1 Generador Solar .......................................................................................... 27

1.3.11.3.2 Acumulador ................................................................................................ 27

1.3.11.3.3 Regulador de carga ..................................................................................... 28

1.3.11.3.4 Inversor....................................................................................................... 28

1.4 ALUMBRADO INDUSTRIAL…… ..................................................................... 28

1.4.1 Aspectos a considerar en el diseño de iluminación industrial............................... 28

1.4.2 Parámetros que definen el consumo energético ................................................... 29

1.4.3 Consideraciones generales para el diseño de la iluminación industrial ................. 29

1.4.4 Aspectos específicos para selección de luminarias .............................................. 29

1.4.4.1 Análisis de la Tarea Visual............................................................................... 30

1.4.4.2 Selección del Sistema de Iluminación .............................................................. 30

1.4.4.3 Alumbrado General.......................................................................................... 31

1.4.4.4 Mantenimiento y Costos de mantenimiento ...................................................... 31

1.4.5 Tipos de Iluminación para Sistemas de Exteriores ............................................... 32

1.4.5.1 Luminarias de mercurio halogenado, HQI/HCI. ............................................. 32

1.4.5.2 Lámparas de Vapor de Sodio ........................................................................... 34

1.4.6 Tipos de Iluminación para Sistemas de Interiores ................................................ 36

1.4.6.1 Lámpara Reflectora Standard ........................................................................... 37

1.4.6.2 Lámpara Reflectora Spotline ............................................................................ 38

1.4.6.3 Focos Ahorradores .......................................................................................... 38

CAPÍTULO II

ANÁLISIS DEL RECURSO SOLAR Y LA DEMANDA ENERGÉTICA EN LA

PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS REPSOL-NPF

2.1 METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS DE INVESTIGACIÓN .......................... 40

2.1.1 Investigación de campo, en la planta REPSOL-NPF ........................................... 40

IX

2.1.2 Recolección de datos del INAMHI y CONELEC ................................................ 41

2.1.3 Fuentes Bibliográficas ........................................................................................ 41

2.1.4 Instrumentos a emplear ....................................................................................... 41

2.2 CARACTERÍSTICAS REQUERIDAS EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN

SOLAR FOTOVOLTAICA PARA EL SISTEMA DE ILUMINACIÓN. ................... 42

2.2.1 Elementos del Sistema Solar Fotovoltaico........................................................... 42

2.2.1.1 Celdas Fotovoltaicas ........................................................................................ 43

2.2.1.1.1 Características de las Celdas ......................................................................... 44

2.2.1.2 Paneles Solares Fotovoltaicos .......................................................................... 45

2.2.1.2.1 Estructura de un panel fotovoltaico .............................................................. 45

2.2.1.2.2 Características para los paneles fotovoltaicos ................................................ 46

2.2.1.2.3 Rendimiento del panel fotovoltaico ............................................................... 47

2.2.1.3 Banco de Baterías ............................................................................................ 48

2.2.1.3.1 Capacidad en Amperios hora......................................................................... 48

2.2.1.3.2 Factores que pueden hacer variar la capacidad de una batería ........................ 49

2.2.1.3.3 Profundidad de descarga ............................................................................... 49

2.2.1.4 Regulador de Carga ......................................................................................... 50

2.2.1.4.1 Etapas para la regulación de la carga ............................................................. 50

2.2.1.4.1.1 Igualación .................................................................................................. 50

2.2.1.4.1.2 Carga Profunda .......................................................................................... 50

2.2.1.4.1.3 Carga final y flotación ................................................................................ 51

2.2.1.5 Inversor ........................................................................................................... 51

2.2.1.5.1 Tipos de Inversores ....................................................................................... 51

2.2.1.5.1.1 Inversores de onda cuadrada....................................................................... 51

2.2.1.5.1.2 Inversores de onda senoidal modificada ..................................................... 52

X

2.2.1.5.1.3 Inversores de onda senoidal........................................................................ 54

2.2.1.5.2 Características requeridas .............................................................................. 54

2.3 ESTUDIO DE LA DISPONIBILIDAD DEL RECURSO SOLAR EN EL CAMPO

REPSOL-NPF. ........................................................................................................... 55

2.3.1 Determinación de la radiación solar en el Campo NPF ........................................ 55

2.3.2 Determinación de la irradiancia en el Campo NPF .............................................. 55

2.3.3 Determinación de la Heliofanía en el Campo NPF ............................................. 57

2.3.3.1 Valores de heliofanía en Orellana, proporcionados por el INAMHI. ................. 57

2.3.3.2 Datos proporcionados por el CONELEC, para diseño de sistemas solares

fotovoltaicos. .............................................................................................................. 58

2.3.4 Análisis de Energía y Radiación Solar mediante el Software CENSOL. .............. 58

2.3.4.1 Módulos y características del programa CENSOL versión 5.0.......................... 59

2.3.4.1.1 Solar Fotovoltaica ......................................................................................... 59

2.3.4.1.2 Solar Térmica ACS ....................................................................................... 60

2.3.4.1.3 Solar Térmica, piscinas ................................................................................. 60

2.3.4.1.4 Análisis Económico ...................................................................................... 60

2.3.4.1.5 Geometría Solar ............................................................................................ 61

2.3.4.1.6 Seguimiento Solar ......................................................................................... 61

2.3.4.1.7 Sombras ........................................................................................................ 61

2.3.4.1.8 Pérdidas por posición .................................................................................... 61

2.3.4.1.9 Pérdidas por sombreado ................................................................................ 62

2.3.4.1.10 Soleamiento ................................................................................................ 62

2.3.4.1.11 Iluminación de la Tierra .............................................................................. 62

2.3.4.1.12 Base de datos de radiación .......................................................................... 62

2.3.4.2 Resultados obtenidos para el Campo REPSOL-NPF ........................................ 62

2.3.4.2.1 Geometría Solar, aplicada al Campo REPSOL-NPF ...................................... 63

XI

2.3.4.2.2 Seguimiento Solar, aplicado al Campo REPSOL-NPF .................................. 65

2.3.4.2.3 Iluminación de la Tierra, aplicada al Campo REPSOL-NPF .......................... 67

2.3.4.2.4 Base de datos de radiación, en Ecuador ......................................................... 67

2.4 ESTUDIO DE LA DEMANDA DE ENERGIA ELÉCTRICA PARA EL SISTEMA

DE ILUMINACIÓN DEL CAMPO NPF. ................................................................... 68

2.4.1 Cálculo de la carga de iluminación instalada ....................................................... 69

2.4.2 Cálculo de la Energía requerida en el sistema de iluminación .............................. 71

2.4.3 Factor de Crecimiento de la Demanda, fc ............................................................ 72

2.4.4 Factor Rendimiento Energético, fr ...................................................................... 72

2.4.5 Consumo Energético Diario ................................................................................ 73

CAPÍTULO III

DISEÑO DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO PARA LA PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS REPSOL-NPF

3.1 AMPERIOS-HORA REQUERIDOS PARA EL SISTEMA ................................... 75

3.2 CORRIENTE PICO DEL SISTEMA ..................................................................... 76

3.3 DIMENSIONAMIENTO DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA SOLAR

FOTOVOLTAICO PARA REPSOL-NPF .................................................................. 77

3.3.1 PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS ....................................................... 77

3.3.1.1 Determinación del número de paneles solares .................................................. 77

3.3.1.2 Características del panel solar seleccionado ..................................................... 78

3.3.1.3 Arreglo de los paneles solares .......................................................................... 79

3.3.1.3.1 Arreglo de paneles conectados en serie, Módulos .......................................... 79

3.3.1.3.2 Arreglo de módulos conectados en paralelo................................................... 79

3.3.1.4 Dimensiones del espacio físico del arreglo ....................................................... 80

3.3.2 SISTEMA DE ACUMULACIÓN- BANCO DE BATERIAS ............................ 81

XII

3.3.2.1 Determinación de la capacidad del banco baterías ............................................ 81

3.3.2.2 Características de las baterías seleccionadas ..................................................... 82

3.3.2.3 Arreglo del banco de baterías ........................................................................... 84

3.3.2.3.1 Arreglo de baterías en serie ........................................................................... 84

3.3.2.3.2 Arreglo de baterías en paralelo ...................................................................... 84

3.3.2.3.3 Número total de baterías ............................................................................... 85

3.3.2.4 Dimensiones del espacio que ocupará el banco de baterías ............................... 86

3.3.3 INVERSOR DE CORRIENTE ........................................................................... 86

3.3.3.1 Determinación de la potencia necesaria de los inversores. ................................ 86

3.3.3.2 Características de los inversores seleccionados ................................................ 86

3.3.3.2.1 Especificaciones técnicas: ............................................................................. 87

3.3.3.3 Número de inversores necesarios para el sistema ............................................. 87

3.3.3.4 Espacio que ocuparán los inversores ................................................................ 88

3.3.4 REGULADOR – CONTROLADOR DE CARGA .............................................. 88

3.3.4.1 Características del regulador de carga seleccionado ......................................... 88

3.3.4.2 Número total de reguladores ............................................................................ 89

3.3.4.3 Dimensiones del espacio para los reguladores .................................................. 89

3.4 AGRUPACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA. ................................... 90

3.5 DISTANCIAS DE CONDUCTORES ENTRE ELEMENTOS .............................. 91

3.5.1 Conductores entre paneles solares ....................................................................... 92

3.5.2 Conductores entre paneles y reguladores de carga ............................................... 92

3.5.3 Conductores entre reguladores de carga y banco de baterías ................................ 92

3.5.4 Conductores entre reguladores e inversor de corriente ......................................... 92

3.5.5 Conductores entre inversor y tablero de transferencia ......................................... 93

3.6 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CONSUMO ................................................... 93

XIII

3.6.1 Corriente de la carga total del sistema ................................................................. 93

3.6.2 Corriente de carga para cada inversor ................................................................. 94

3.6.3 Corriente de cada regulador de carga .................................................................. 94

3.7 DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES Y PROTECCIONES .................. 96

3.7.1 Tipo de cables a emplearse ................................................................................. 96

3.7.1.1 Especificaciones Técnicas: ............................................................................... 96

3.7.1.2 Características requeridas: ............................................................................... 96

3.7.2 Cálculo de Conductores ...................................................................................... 97

3.7.2.1 Resultados obtenidos de caídas de voltaje y conductores .................................. 98

3.7.3 Selección de Protecciones ................................................................................. 102

3.7.3.1 Fusibles Tipo NH ultra rápidos ...................................................................... 102

3.7.3.1.1 Características:............................................................................................ 103

3.7.3.1.2 Curva característica de respuesta del fusible FNH00 ................................... 104

3.7.3.1.3 Curva característica de respuesta del fusible FNH1 ..................................... 105

3.7.3.2 Interruptor termo magnético o Breaker........................................................... 105

3.7.3.2.1 Aplicaciones según la capacidad de conducción .......................................... 106

3.7.3.2.2 Capacidad de conducción ............................................................................ 106

3.7.3.3 Interruptor de corriente continua .................................................................... 107

3.7.3.3.1 Características del interruptor...................................................................... 107

3.7.4 Dimensionamiento de Protecciones................................................................... 109

3.8 DIAGRAMAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA SOLAR

FOTOVOLTAICO ....................................................................................................109

3.8.1 Disposición de elementos del sistema solar fotovoltaico ................................... 109

3.8.2 Conexionado de elementos del sistema fotovoltaico .......................................... 110

3.8.3 Tablero de Protección ....................................................................................... 112

XIV

3.8.4 Evaluación de un Sistema Fotovoltaico mediante el Software PVSyst ............... 113

3.8.4.1 Inclinación y orientación del panel fotovoltaico ............................................. 113

3.8.4.2 Sombras producidas en los paneles ................................................................ 116

3.8.4.3 Simulación de Sombras Cercanas en el Campamento REPSOL-NPF ............. 118

3.8.4.4 Simulación con los datos reales del Sistema Fotovoltaico............................... 123

3.8.4.4.1 Informes generados del Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF ...................... 125

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 RESULTADOS TÉCNICOS DEL PROYECTO ................................................. 130

4.1.1 Presupuesto del proyecto .................................................................................. 130

4.1.2 Costo actual del suministro de Energía Eléctrica para el Campo REPSOL-NPF,

para los circuitos de iluminación residencial e industrial. ...........................................133

4.2 FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO ............................................................. 134

4.2.1 Incentivos Tributarios ....................................................................................... 134

4.2.2 Mecanismo de Desarrollo Limpio ..................................................................... 135

4.2.3 Mecanismos de Financiamiento Convencionales ............................................... 136

4.2.3.1 Cooperación financiera no reembolsable ........................................................ 136

4.2.3.2 Préstamo Bancario del BIESS ........................................................................ 137

4.2.3.3 Préstamo bancario y financiamiento propio .................................................... 138

4.2.4 Cálculo del préstamo bancario e inversión por parte de REPSOL-YPF ............. 138

4.2.5 Emisiones de gases de efecto invernadero GEI en el Campo REPSOL-NPF...... 139

4.3 RESULTADOS FINANCIEROS DEL PROYECTO ........................................... 140

4.3.1 Flujos Financieros............................................................................................. 141

4.3.1.1 Inversiones y Préstamo .................................................................................. 141

XV

4.3.1.2 Ingresos ......................................................................................................... 144

4.3.1.3 Egresos .......................................................................................................... 144

4.3.1.4 Tiempo de recuperación ................................................................................. 145

4.3.2 Valor Actual Neto – VAN ................................................................................ 155

4.3.2.1 Tasa de Descuento ......................................................................................... 155

4.3.2.2 Plazo de recuperación .................................................................................... 155

4.3.3 Tasa Interna de Retorno – TIR .......................................................................... 156

4.3.4 Análisis del VAN y de la TIR ........................................................................... 157

4.3.4.1 Análisis económico del proyecto, para un riesgo normal ................................ 161

4.3.5 Relación Costo - Beneficio ............................................................................... 163

4.4 FACTIBILIDAD Y BENEFICIOS DEL PROYECTO ........................................ 165

4.4.1 Factibilidad Ambiental ........................................................................ ……….166

4.4.2 Factibilidad Económica .................................................................................... 166

4.4.3 Factibilidad Técnica.......................................................................................... 166

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 168

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 171

SOFTWARES ........................................................................................................... 172

ANEXOS .................................................................................................................. 173

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO I

Figura 1.1 Ubicación del área de incidencia del bloque 16, Francisco de Orellana ........ 1

Figura 1.2 Gráfico del oleoducto subterráneo ............................................................... 2

Figura 1.3 Variación de la constante solar durante el periodo de 1978-2003 ................ 15

Figura 1.4 Energía que ingresa a la tierra en promedio cada año, en TW-año………....21

Figura 1.5 Conexión en serie de un sistema eléctrico y un sistema hidráulico……...….25

XVI

Figura 1.6 Conexión en paralelo de un sistema eléctrico y un sistema hidráulico….....26

Figura 1.7 La conexión de módulos fotovoltaicos ....................................................... 27

Figura 1.8 Clasificación de Luminarias ...................................................................... 32

Figura 1.9 Comparación de Flujo luminoso HQL vs NAV ......................................... 35

Figura 1.10 Vida Útil de varios tipos de lámparas ..................................................... 35

Figura 1.11 Eficacia de las Lámparas ........................................................................ 36

CAPÍTULO II

Figura 2.1 Esquema del Sistema Solar Fotovoltaico .................................................... 43

Figura 2.2 Esquema del Panel Solar Fotovoltaico ....................................................... 44

Figura 2.3 Circuito equivalente de la celda fotovoltaica .............................................. 45

Figura 2.4 Corte transversal de un panel fotovoltaico ................................................. 46

Figura 2.5 Variación de intensidad y tensión con la radiación y la temperatura ........... 47

Figura 2.6 Diagrama de puente completo ................................................................... 52

Figura 2.7 Tensión de salida de un inversor de onda cuadrada .................................... 52

Figura 2.8 Tensión de salida controlada por modulación por onda casi-cuadrada ......... 53

Figura 2.9 Generación de onda por medio de PWM ................................................... 53

Figura 2.10 Generación de onda sinusoidal pura ......................................................... 54

Figura 2.11 CENSOL 5.0, Ventana de inicio .............................................................. 59

Figura 2.12 Cálculo de coordenadas geográficas ........................................................ 63

Figura 2.13 CENSOL, Geometría Solar ..................................................................... 63





Figura 2.18 CENSOL, Seguimiento Solar ................................................................. 66

Figura 2.19 CENSOL, Ángulo de rotación e incidencia diario .................................... 66

Figura 2.20 CENSOL, Iluminación de la Tierra .......................................................... 67

Figura 2.21 CENSOL, Base de datos de radiación en Ecuador, Latitud +0º ................ 68

XVII

CAPÍTULO III

Figura 3.1 Panel solar monocristalino ......................................................................... 78

Figura 3.2 Arreglo de paneles solares .......................................................................... 81

Figura 3.3 Batería de plomo ácido ............................................................................... 83

Figura 3.4 Estructura de la Batería .............................................................................. 83

Figura 3.5 Curva de corriente en un fusible NH ......................................................... 103

Figura 3.6 Curva característica del fusible FNH00 .................................................... 104

Figura 3.7 Curva característica del fusible FNH1 ...................................................... 105

Figura 3.8 Relación temperatura Vs capacidad de conducción ................................... 107

Figura 3.9 Interruptor de corriente continua .............................................................. 108

Figura 3.10 Disposición de elementos del Sistema Fotovoltaico ................................ 110

Figura 3.11 Conexión de elementos del Sistema Fotovoltaico ................................... 111

Figura 3.12 Protecciones del Tablero de Distribución ................................................ 112

Figura 3.13 PVSyst, Pérdidas y máxima optimización con inclinación de 10° .......... 114

Figura 3.14 PVSyst, Pérdidas Vs. Inclinación del panel a 10°................................... 114

Figura 3.15 PVSyst, Pérdidas y máxima optimización con inclinación de 30° .......... 115

Figura 3.16 PVSyst, Pérdidas Vs. Inclinación del panel a 30°................................... 115

Figura 3.17 PVSyst, Datos de radiación provincia de Orellana ................................. 116

Figura 3.18 PVSyst, Perfil de obstáculos para Orellana ............................................. 117

Figura 3.19 PVSyst, Edificio y cordillera en el perfil de obstáculos para Orellana ..... 118

Figura 3.20 Trayectoria del sol y sombra proyectada a las 7:30 ................................. 119


Figura 3.22 Trayectoria del sol y sombra proyectada a las 10:00 ............................... 119









XVIII

Figura 3.32 PVSyst, Ingreso de datos del sistema fotovoltaico .................................. 123

Figura 3.33 PVSysts, Consumo Watios hora al día, para el sistema de iluminación ... 124

Figura 3.34 PVSysts, Cálculo del arreglo de baterías y paneles fotovoltaicos ............ 124

Figura 3.35 PVSyst, Diagrama Unifilar Básico del Sistema Fotovoltaico

REPSOL-NPF ........................................................................................................... 125

Figura 3.36 PVSyst, Diagrama General de Conexionado del Sistema Fotovoltaico .... 125

Figura 3.37 PVSyst, Irradiación global mensual Vs. meses del año, Orellana ............ 126

Figura 3.38 PVSyst, Irradiación Vs. Horas del día, Provincia de Orellana ................. 126

Figura 3.39 PVSyst, Informe final 1 de la simulación del sistema fotovoltaico .......... 127

Figura 3.40 PVSyst, Informe final 2 de la simulación del sistema fotovoltaico .......... 128

CAPÍTULO IV

Figura 4.1 Gráfica del VAN, en función de la tasa de descuento………………………..163

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO I

Tabla 1.1 Cuadro comparativo de las Características de lámparas HDI ....................... 33

Tabla 1.2 Aplicaciones de las lámparas HQI ............................................................. 34

Tabla 1.3 Comparación general de fuentes artificiales de luz ..................................... 37

CAPÍTULO II

Tabla 2.1 Eficiencia de diferentes materiales que forman las celdas ............................ 43

Tabla 2.2 Radiación en la Provincia de Orellana en el año 2011 .................................. 55

Tabla 2.3 Heliofanía en la Provincia de Orellana ........................................................ 57

Tabla 2.4 Resultados a las 7:00 ................................................................................... 63

Tabla 2.5 Resultados a las 12:00 ................................................................................. 64


XIX



Tabla 2.9 Planilla para la determinación de demandas unitarias de diseño .................. 70

Tabla 2.10 Demanda del sistema de iluminación en el Campo NPF ............................ 71

Tabla 2.11 Proyección de demanda de energía eléctrica en el Bloque 16, REPSOL .... 72

CAPÍTULO III

Tabla 3.1 Parámetros de la batería ............................................................................... 83

Tabla 3.2 Número de elementos calculados ................................................................. 90

Tabla 3.3 Distribución de los elementos ...................................................................... 91

Tabla 3.4 Corrientes y Longitud de los cables ............................................................. 95

Tabla 3.5 Caída de voltaje entre Paneles ..................................................................... 98

Tabla 3.6 Caída de voltaje entre Paneles-Reguladores ................................................. 99

Tabla 3.7 Caída de voltaje entre Reguladores-Baterías ................................................ 99

Tabla 3.8 Caída de voltaje entre Baterías ................................................................... 100

Tabla 3.9 Caída de voltaje entre Reguladores-Inversor .............................................. 100

Tabla 3.10 Caída de voltaje entre Inversor-Breaker principal .................................... 101

Tabla 3.11 Caída de voltaje entre Breaker principal-Carga ........................................ 101

Tabla 3.12 Especificaciones del Fusible NH .............................................................. 104

Tabla 3.13 Selección de protecciones ........................................................................ 109

CAPÍTULO IV

Tabla 4.1 Presupuesto Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF ...................................... 131

Tabla 4.2 Tabla de amortización, préstamo bancario ................................................. 142

Tabla 4.3 Ingresos del Proyecto................................................................................. 144

Tabla 4.4 Lista de Repuestos Sistema Fotovoltaico ................................................... 145

Tabla 4.5 Flujo de Caja para el Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF ........................ 146

Tabla 4.6 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 3% e inflación del 4,5% ........ 158

Tabla 4.7 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 7% e inflación del 4,5% ........ 159

Tabla 4.8 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 15% e inflación del 10% ....... 160

XX

Tabla 4.9 Análisis del VAN, en función de la tasa de descuento ................................ 162

Tabla 4.10 Valores Actuales de Ingresos y Egresos ................................................... 164

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo A, Atlas Solar del Ecuador

Anexo B, Hoja Técnica Panel TALESUM

Anexo C, Hoja Técnica Batería EXIDE

Anexo D, Hoja Técnica Inversor QMAX

Anexo E, Hoja Técnica Regulador de Carga OUT BACK

Anexo F, Hoja Técnica Cable OKONIT

Anexo G, Hoja Técnica Interruptor termo magnético SIEMENS

Anexo H, Hoja Técnica Fusible WEG

XXI

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Ratio.- Es un indicador de la velocidad de descarga de la batería. Mientras más veloz se

realiza la descarga, la capacidad disminuye.

Regulador PWM.- Es un regulador sencillo que actúa como un interruptor entre los

módulos fotovoltaicos y la batería. Estos módulos están forzados a trabajar a la tensión de

la batería, lo que resulta en pérdidas de rendimiento respecto al punto de máxima potencia

de los módulos. En cuanto a la fase de absorción de la batería, el regulador empieza a cortar

parte de la posible producción de los módulos, modificando la anchura de los pulsos, para

que no se sobrecargue la batería.

STC.- Condiciones de pruebas estándar, a una temperatura de 25 ° C y una irradiación de

1000 W/푚 con una masa de aire 1,5 espectro. Estos corresponden a la irradiación y el

espectro de la luz solar incidente en un día claro sobre un sol de cara inclinada 37 ° con la

superficie del sol en un ángulo de 41,81 ° por encima del horizonte.

VPC.- La capacidad nominal de una batería es la cantidad de electricidad que puede

proveer a una carga. Depende básicamente de tres parámetros: velocidad de descarga,

temperatura y tensión final. Las condiciones normalizadas que se fijan para una batería

estacionaria son: descarga en 10h hasta 1,8 VPC (Volt por celda) a una temperatura

ambiente de 20ºC.

Perihelio.- Es el punto más cercano de la órbita de un planeta con respecto al Sol.

Afelio.- Es el punto más lejano de la órbita de un planeta con respecto al Sol.

XXII

GLOSARIO DE NORMAS

IEEE 1202.- Estándar para pruebas de fuego de cables Industriales. Para exposición de

muestras de cable a una fuente de ignición durante 20 minutos, esta norma guía los factores

que se deben considerar en la planificación, diseño e instalación de energía. La prueba

determina la tendencia de propagación de la llama en los conductores.

IEEE 450.- Describe la frecuencia y tipo de mediciones para validar la condición de una

batería, incluye mediciones de parámetros eléctricos, inspección de la apariencia, medición

de temperatura ambiente, corriente de flotación. Proporciona prácticas recomendadas para

todos los tipos de baterías de plomo-ácido.

ICEA T-29-520.- Pruebas de flama para bandejas porta cables, para comprobar la

capacidad de resistencia que una bandeja presenta ante un incendio de al menos 210 000

BTU/hora.

IEC 60331.- Pruebas de ensayo para cables eléctricos sometidos al fuego e integridad de

los circuitos, con fuego a una temperatura de llama de al menos 750 °C.

IEC 60269.- Esta norma es aplicable para la incorporación de fusibles limitadores de

corriente, con capacidades de corte mínima de 6 kA, tensión nominal hasta 1000 V.

IEC 61215.- Pruebas para módulos fotovoltaicos. Determina las características eléctricas y

térmicas del módulo para comprobar que es capaz de soportar la exposición prolongada en

climas extremos. Comprende pruebas de radiación, térmicas y ensayos mecánicos.

XXIII

TÍTULO DEL TEMA

“ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA APLICACIÓN DE ENERGÍA

RENOVABLE FOTOVOLTAICA EN EL SISTEMA DE ILUMINACIÓN

GENERAL DEL CAMPO REPSOL”

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Debido a diversos factores políticos y a la disminución de reservas tradicionales de

petróleo, en los últimos años el precio del petróleo ha mostrado un comportamiento

inestable, presentando temporadas con altos precios y otras con tendencia a la baja, lo que

ha ocasionado que el costo de la energía se eleve considerablemente. Por otra parte, las

fuentes de energía basadas en combustibles fósiles son un gran contaminante para el medio

ambiente y están contribuyendo al calentamiento global debido al CO2 enviado a la

atmósfera como resultado de su combustión.

En los campos petroleros es casi exclusivo el uso de energía basada en combustibles fósiles

en los procesos de exploración, explotación y comercialización; dejando un espacio mínimo

para el uso de energías renovables.

JUSTIFICACIÓN DEL TEMA

El tema ambiental ha logrado despertar la conciencia de la mayoría de países, centrando sus

esfuerzos en el desarrollo y aplicación de energías limpias y renovables que sean rentables,

accesibles y que no representen un peligro para el Medio Ambiente.

La presente tesis propone desarrollar una investigación sobre la utilización de la energía

solar fotovoltaica en el Campo Repsol-NPF Bloque N°16, para evaluar si sería la solución

XXIV

ideal para la zona donde se ubica este Campo, ya que en el lugar existe una alta incidencia

de radiación solar, según lo demuestran varios estudios, entre los principales:

Atlas Solar de Ecuador con fines de Generación Eléctrica (Diseño de un Sistema

Fotovoltaico), del CONELEC.

Regulación Nº. CONELEC – 004/11, En Ecuador se ha promulgado el nuevo marco

retributivo renovable denominado “Tratamiento para la energía producida con

Recursos Energéticos Renovables No Convencionales", con tarifa para la

fotovoltaica.

Propuesta de acciones y políticas en Energías Renovables y Eficiencia Energética

para el Ecuador, Ministerio de Energía y Minas del Ecuador.

De la observación in situ, se estima que alrededor del 10% del consumo de energía eléctrica

total del pozo está destinada a la iluminación general, y ésta sería el área de consumo sobre

la cual se podría aplicar la energía solar.

El bloque 16 está conformado por 220 mil hectáreas para las cuales necesita 24MW de

generación de energía eléctrica anualmente, con un costo de 2.841.495 dólares/año. De los

24MW/año el 10% está destinado al sistema de iluminación general (2.400KW/año), de lo

que se asume que el costo por iluminación asciende a un valor de 284.149 dólares

anualmente, estas cifras se las obtuvo del Departamento Eléctrico de REPSOL-NPF.

Adquiriendo un kit solar comercial con un costo aproximado de 30.000 dólares más un

10% de implementación se obtendría 5.000KW/año con un costo total de 33.000 dólares,

con el cual se espera cubrir la demanda actual y disponer de un excedente para futuras

implementaciones de carga.

XXV

La presente investigación se justifica al conocer cuál es el rendimiento de la energía solar

con respecto a otras energías renovables, la eficiencia que tiene para generar dicha energía

por su ubicación geográfica, el costo y el tiempo de recuperación de la inversión, y de esta

forma determinar si es o no factible y recomendable la aplicación de energía renovable en

el campo Repsol.

ALCANCES

El presente proyecto realizará el estudio de factibilidad para la aplicación de energía

renovable fotovoltaica en el sistema de iluminación general en el Campo Repsol YTF

Bloque N° 16 de Petroamazonas, ubicado en la provincia amazónica de Orellana, y que con

Tivacuno y Bogi-Capirón, suma una extensión de 220 mil hectáreas.

En dicho campo no existe el uso de energías renovales por lo cual es importante realizar el

estudio para demostrar los beneficios de su aplicación.

OBJETIVOS

General

Realizar un estudio de factibilidad para la aplicación de energía renovable fotovoltaica en el

sistema de iluminación general del campo Repsol, para demostrar los beneficios de su uso,

a través del diseño y planificación de un proyecto, brindando un adecuado sustento teórico.

Específicos

Conocer teóricamente los beneficios de la energía solar fotovoltaica y los limitantes

para su instalación.

Establecer un Estudio de Factibilidad para la aplicación de energía renovable en el

sistema de iluminación general del campo Repsol.

XXVI

Presentar el diseño y la planificación de un sistema de iluminación general que

proporcione el máximo rendimiento visual con la intensidad de luz requerida de

manera satisfactoria y que cumpla con las exigencias mínimas de seguridad

industrial.

Determinar los resultados técnicos, financieros, costos beneficios, tiempo y

eficiencia de la implementación del sistema de iluminación.

HIPÓTESIS

¿Es factible aplicar energía fotovoltaica en el sistema de iluminación general del Campo

Repsol para abastecer las necesidades de iluminación industrial del campo?

ESQUEMA DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I

TÍTULO: ENERGÍAS RENOVABLES

1.1 DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA REPSOL-YPF

1.2 ENERGÍAS RENOVABLES

1.3 ENERGÍA SOLAR

1.4 ALUMBRADO INDUSTRIAL

CAPÍTULO II

TÍTULO: ANÁLISIS DEL RECURSO SOLAR Y LA DEMANDA ENERGÉTICA EN

LA PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS REPSOL-NPF

2.1 METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS DE INVESTIGACIÓN

2.2 CARACTERÍSTICAS REQUERIDAS EN EL SISTEMA DE

GENERACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA PARA EL SISTEMA DE

XXVII

ILUMINACIÓN

2.3 ESTUDIO DE LA DISPONIBILIDAD DEL RECURSO SOLAR EN EL

CAMPO REPSOL-NPF

2.4 ESTUDIO DE LA DEMANDA DE ENERGIA ELÉCTRICA PARA EL

SISTEMA DE ILUMINACIÓN DEL CAMPO NPF

CAPÍTULO III

TÍTULO: DISEÑO DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO PARA LA PLANTA DE

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS REPSOL-NPF

3.1 AMPERIOS-HORA REQUERIDOS PARA EL SISTEMA

3.2 CORRIENTE PICO DEL SISTEMA


FOTOVOLTAICO PARA REPSOL-NPF

3.4 AGRUPACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA

3.5 DISTANCIAS DE CONDUCTORES ENTRE ELEMENTOS

3.6 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CONSUMO

3.7 DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES Y PROTECCIONES


FOTOVOLTAICO

CAPÍTULO IV

TÍTULO: ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 RESULTADOS TÉCNICOS DEL PROYECTO

4.2 FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO

4.3 RESULTADOS FINANCIEROS DEL PROYECTO

4.4 FACTIBILIDAD Y BENEFICIOS DEL PROYECTO

XXVIII

RESUMEN

El tema ambiental ha logrado despertar la conciencia de la mayoría de países, quienes han

centrando sus esfuerzos en el desarrollo y aplicación de energías renovables rentables,

accesibles, y que no representen un peligro para el medio ambiente. La presente tesis

desarrolla una investigación sobre la energía solar fotovoltaica, y evalúa la posibilidad de

usarla en el Campo Repsol-NPF, como una solución ideal para el abastecimiento de energía

eléctrica a sus circuitos de iluminación, aprovechando la alta incidencia de radiación solar

existente en esta zona.

La Planta de Producción de Hidrocarburos REPSOL-NPF, se ubica en la Provincia de

Orellana, asentada en el Parque Nacional Yasuní y en la Reserva Étnica Huahorani,

comprometida con el cuidado de la biodiversidad y las relaciones comunitarias con las

poblaciones nativas. Actualmente la Planta no cuenta con red eléctrica pública ni privada,

razón por la cual se emplean generadores operados a diesel para abastecer la demanda

global de energía eléctrica, encareciendo sus planillas de consumo.

Se realizó el Estudio de Factibilidad de un Sistema Solar Fotovoltaico para Circuitos de

Iluminación, basado en varios aspectos: el recurso solar existente en la planta, la demanda

de energía eléctrica de los circuitos de iluminación, el entorno y medio ambiente, los datos

de radiación solar proporcionados por el INAMHI y CONELEC, y la bibliografía y

programas computacionales relacionados con el tema.

XXIX

El proyecto da cumplimiento a los objetivos ambientales, técnicos y económicos

pertinentes. Contará con un diseño acorde a los actuales requerimientos, en cumplimiento a

la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y al Mecanismo de Desarrollo Limpio. Mediante

autofinanciamiento y préstamo bancario BIESS-CNF, recuperará su inversión, generará

ganancias, y eliminará la emisión de GEIs al ambiente.

1

CAPÍTULO I

ENERGÍAS RENOVABLES

El Bloque 16 está en la Región Amazónica Ecuatoriana en la provincia de Orellana,

ocupando un 12 % del Parque Nacional Yasuní y un 22% de la Reserva Étnica Huaorani,

áreas protegidas con categoría II según la clasificación de la UIC N, junto con Tivacuno y

Bogi-Capirón suma una extensión de 220 mil hectáreas. Al ser también parte del Refugio

Pleistocénico de la Cuenca del Río Yasuní alberga flora y fauna muy diversa, es

excepcionalmente alta comparada con otros lugares del Ecuador.

Figura 1.1 Ubicación del área de incidencia del bloque 16, Cantón Francisco de Orellana1.

1.1 DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA REPSOL-YPF

En su interior se construyeron sofisticadas instalaciones requeridas para el procesamiento

del petróleo, esta área intervenida para la construcción de plataformas, facilidades de 1 DINAPA, Ministerio de Minas y Petróleo, “Ubicación del área de incidencia del bloque 16”, 2008, p 6.

2

producción, carreteras y oleoducto es únicamente el 0,20% del área total del bloque.

REPSOL YPF Ecuador S.A., en cumplimiento del contrato de participación suscrito con

Petroecuador en representación del estado ecuatoriano, opera las siguientes áreas: cuatro

campos petrolíferos al interior del Bloque 16: Amo, Daimi, Ginta e Iro; campo compartido

de Bogi-Capirón; y área colindante de Tivacuno. Su influencia se extiende hasta

Shushufindi, en donde se dispone de la estación de rebombeo.

El petróleo que se produce en el Bloque 16 y en Bogi-Capirón, es transportado hasta Lago

Agrio a través de un oleoducto subterráneo de 120 kilómetros de longitud, el cual cuenta

con los estándares de seguridad apropiados. Otro aspecto tecnológico que se aplica en el

Bloque 16, es el tratamiento de los lodos de perforación y la re inyección del agua de

formación que se produce conjuntamente con el petróleo.

Figura 1.2 Gráfico del oleoducto subterráneo2.

Mientras el petróleo se ha convertido en un recurso natural codiciado por las grandes

empresas y los gobiernos más poderosos del planeta, como un producto indispensable para 2 DINAPA, Ministerio de Minas y Petróleo, “Gráfico del oleoducto subterráneo”, 2008, p8.

3

la existencia del mundo occidental cuyas demandas energéticas alcanzan niveles extremos,

para los Waorani representa en cambio, un peligro para la conservación de su territorio

ancestral, el cual incorpora buena parte de los perímetros internos del Bloque 16, donde la

biodiversidad es sumamente frágil [1].

En este sentido, es importante destacar que aunque la explotación petrolera de Repsol YPF

cumple con los estándares de calidad ambiental, esto no ha evitado los derrames de crudo

en la selva amazónica, lo cual ha afectado el entorno ambiental del que dependen los

Waorani, y ha puesto en peligro a los clanes llamados en “aislamiento voluntario”.

La operación en el Bloque 16 se desarrolla en un área sensible y de alto valor ecológico, lo

que compromete a Repsol YPF de acuerdo a los estándares corporativos a diseñar y realizar

un Plan de Acción de Biodiversidad (PAB) [1].

Por esta razón, en enero de 2010, Repsol YPF Ecuador suscribió con la Universidad San

Francisco de Quito un acuerdo para implementar un proyecto de conservación de la

biodiversidad en el Bloque 16. Su ejecución estuvo a cargo del equipo de Relaciones

Comunitarias de la compañía y las destinatarias de las diversas actividades contempladas.

Se realizan programas como: Educación y comunicación para la conservación, con la

realización de múltiples talleres, Gestión comunitaria para la conservación, entre otras.

Se aprovecha la ejecución de estas actividades para complementarlas con la divulgación de

las prácticas ambientales de la empresa, así como de los resultados de los monitoreos

ambientales de flora y fauna que se han realizado en el área de operaciones y de la relación

con todos los ecosistemas donde habitan los Kichwas y los Waorani.

4

1.2 ENERGÍAS RENOVABLES

Se denomina energía renovable a la energía que se obtiene de fuentes naturales

virtualmente inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen, o

porque son capaces de regenerarse por medios naturales.

Entre las energías renovables se encuentran: Energía Solar, Energía Eólica, Energía de la

Biomasa, Energía Geotérmica, Energía Mareomotriz.

Casi toda la energía disponible en el planeta tiene tres fuentes fundamentales: el sol en

forma directa o indirecta (combustibles fósiles, biomasa, vientos y rayos solares); el

proceso de formación cósmica que precedió a la formación del sistema solar actual (energía

nuclear y geotermia) y finalmente, una pequeña parte de la energía disponible proviene de

los movimientos lunares [2].

1.2.1 Fuentes de Energía

El sol es la mayor fuente de energía terrestre, él permite la fotosíntesis que transforma la

energía de los rayos solares en energía química, indispensable para la vida vegetal y animal,

y la cual ha permitido también la formación de los combustibles fósiles. El sol se encuentra

además en la génesis de los vientos y es el motor que mueve los ciclos hidrológicos.

El consumo de energía es uno de los grandes medidores del progreso y bienestar de una

sociedad. El concepto de "crisis energética" aparece cuando las fuentes de energía de las

que se abastece la sociedad se agotan. Un modelo económico como el actual, cuyo

funcionamiento depende de un continuo crecimiento, exige también una demanda

igualmente creciente de energía. Puesto que las fuentes de energía fósil y nuclear son

5

finitas, es inevitable que en un determinado momento la demanda no pueda ser abastecida y

todo el sistema colapse, salvo que se descubran y desarrollen otros nuevos métodos para

obtener dicha energía.

En la era industrial la invención de la máquina de vapor dio a los seres humanos la

posibilidad de producir grandes potencias para sus actividades de trabajo y posteriormente

la introducción de los motores de combustión interna que consumen combustibles fósiles

derivados del petróleo llevó a la civilización a disfrutar de un alto grado de confort en el

hogar y en el trabajo.

Cada vez el hombre descubre nuevas formas de aplicar la energía de forma más eficiente,

aprovechando al máximo la capacidad energética de la materia. Paralelamente, se va

creando una conciencia de que el desperdicio de la energía y su uso excesivo, afectan el

equilibrio de la naturaleza.

En los dos últimos siglos el consumo de energía a nivel mundial creció enormemente pues

en menos de cien años hemos pasado del transporte en barcos a vapor, a vehículos que

alcanzan velocidades de cientos de kilómetros por hora.

Las fuentes de energía se clasifican en renovables y no renovables. Las energías no

renovables son la energía nuclear y las energías a base del petróleo, el gas natural y el

carbón. Se las llama no renovables porque cuando se extrae estos combustibles de la tierra,

no se los vuelve a reponer y su disponibilidad es cada vez menor.

Las fuentes de energía renovables, en cambio, provienen de fuentes inagotables

principalmente el Sol y la Tierra y su disponibilidad no disminuye con el tiempo, ya que

6

seguirán proveyéndonos energía durante millones de años más y con él los vientos, la

fotosíntesis, el ciclo de agua, las fuerzas del mar y el calor al interior de la Tierra.

1.2.2 Energía Solar

La energía solar es la energía obtenida mediante la captación de la luz y el calor emitidos

por el Sol, está catalogada como la solución perfecta para las necesidades energéticas de

todos los países debido a su universalidad y acceso gratuito. Para los usuarios el gasto está

en el proceso de instalación del equipo solar, que con el paso del tiempo, es cada vez

menor. Además no contamina y su captación es directa y de fácil mantenimiento.

Es una de las llamadas energías renovables del grupo no contaminante, conocido como

energía limpia o energía verde.

1.2.3 Energía Eólica

La fuerza del viento ha sido aprovechada por los seres humanos desde las primeras

civilizaciones para sus necesidades de fuerza y transporte. La producción mundial de

energía eléctrica con aerogeneradores ha crecido de manera dramática en las últimas

décadas, apoyada por políticas de fomento de energías renovables, disminución de la

dependencia de los combustibles fósiles y creación de puestos de trabajo.

Las posibilidades de aplicación de los sistemas de viento en el Ecuador en zonas remotas se

limitan a los sistemas de menos de 50 kW, en la zona de la costa o en los valles de la Sierra

se podría instalar parques eólicos con aerogeneradores grandes pero no mayores de 1 MW

integrados a la red eléctrica nacional.

7

Un aerogenerador es un molino de viento modificado para producir energía eléctrica, en la

actualidad se ha desarrollado aerogeneradores eficientes y que producen electricidad a

costos competitivos comparados con otro tipo de plantas.

Un sistema eólico para producir energía trabaja asociado a un interruptor de parada que

incluye funciones de control de carga a las baterías y lo desconecta cuando la carga excede

lo aceptable por la batería. El generador es de corriente directa que se alimenta a la batería.

Una aplicación es el bombeo de agua con viento, donde el del aerogenerador eléctrico se

conecta directamente a una bomba que se diseña para una frecuencia similar al generador.

1.2.4 Biomasa

La biomasa es un recurso renovable de energía proveniente de los residuos de la materia

orgánica de tierra y mar. Las fuentes de aprovechamiento de la biomasa para la generación

de energía provienen principalmente de tres sitios: desechos de basura industrial y

residencial, residuos de cultivos agropecuarios, cultivos y plantaciones con propósitos

energéticos.

Cuando la materia orgánica libera su energía almacenada a través de un proceso natural o

artificial, devuelve al ambiente la misma cantidad de CO2 que consumió durante su

crecimiento, por lo que se dice que este ciclo es CO2 neutro, es decir que la biomasa no

contamina el ambiente.

Los desechos orgánicos de animales pueden alimentar un biodigestor y producir gas metano

para producir calor o electricidad. La explotación maderera arroja volúmenes inmensos de

8

desechos que se queman ineficientemente en los calderos o quedan expuestos al ambiente,

que no sólo son desaprovechados sino que son fuentes de contaminación ambiental.

1.2.4.1 Principales aplicaciones

Toda materia orgánica puede ser aprovechada para la producción de energía. Sin embargo,

existen productos o cultivos que son mejores que otros por sus propiedades y dependiendo

de la aplicación a la que estén destinados. La madera, por ejemplo, puede ser quemada

directamente, quemarse con otro combustible en un caldero, o convertirse en gas en un

gasificador. Si se descompone en un ambiente anaeróbico puede también generar gas, o

puede extraerse la celulosa para utilizarla como químico en la fabricación de productos.

El grano de maíz es aprovechado en la producción de gas o convertido en aceite para

hacerse biodiesel para transporte, o como almidón en la fabricación de productos similares

al plástico. Las demás partes de la planta de maíz, son aprovechadas de forma similar a la

madera.

La caña de azúcar es un alimento extraordinario por su contenido energético, se emplea en

la producción de alcohol, como bagazo mediante quema directa para producción de calor o

por gasificación puede hacerse gas.

El estiércol de animales se aprovecha en un digestor aeróbico para producir gas metano y

como fertilizante o compost.

9

1.2.5 Energía Geotérmica

La Tierra es una enorme olla de presión que guarda en su interior energía térmica que

puede ser aprovechada para la producción de electricidad y calor. En todo el mundo existen

fuentes de agua caliente que provienen de la Tierra y se las aprovecha para construir

piscinas de aguas termales. Son conocidos los sitios de emisión de vapor o géiseres. La

geotermia justamente estudia las formas de utilización comercial de la energía de la Tierra

y es una tecnología muy desarrollada.

En el mundo se producen en la actualidad más de 8.000 MW de electricidad con la

geotermia. Zonas volcánicas como la de Los Andes son idóneas para la instalación de

centrales de este tipo. Estudios efectuados en los años 1980 por el Instituto Ecuatoriano de

Electrificación identificaron 12 sitios potenciales en la zona interandina para la instalación

de plantas geotérmicas con una capacidad energética equivalente a 634 millones de GWh,

suficiente para proporcionar toda la electricidad del Ecuador por 37 años.

Una planta geotérmica es básicamente una planta de vapor convencional donde el vapor se

obtiene directamente de la Tierra y no del calentamiento del agua con combustibles fósiles.

Se perfora la superficie de la Tierra hasta encontrar una fuente de agua caliente o vapor y el

fluido se dirige a una turbina. El agua o vapor condensado utilizado se vuelve a inyectar a

la Tierra.

1.2.6 Energía Mareomotriz

La energía mareomotriz es la que se obtiene aprovechando las mareas, mediante su

acoplamiento a un alternador se puede utilizar el sistema para la generación de electricidad,

10

transformando así la energía mareomotriz en energía eléctrica, una forma energética más

útil y aprovechable. Es un tipo de energía renovable y limpia.

La energía mareomotriz tiene la cualidad de ser renovable, en tanto que la fuente de energía

primaria no se agota por su explotación, y es limpia, ya que en la transformación energética

no se producen subproductos contaminantes gaseosos, líquidos o sólidos. Sin embargo, la

relación entre la cantidad de energía que se puede obtener con los medios actuales y el

coste económico y ambiental de instalar los dispositivos para su proceso han impedido una

proliferación notable de este tipo de energía.

1.2.6.1 Métodos de generación

Los métodos de generación mediante energía de marea se clasifican en:

1.2.6.1.1 Generador de la corriente de marea

Los generadores de corriente de marea (Tidal Stream Generators o ETG) hacen uso de la

energía cinética del agua en movimiento a las turbinas de la energía, de manera similar al

viento que utilizan las turbinas eólicas. Este método está ganando popularidad debido a

costos más bajos y a un menor impacto ecológico en comparación con las presas de marea.

1.2.6.1.2 Presa de marea

Las presas de marea hacen uso de la energía potencial que existe en la diferencia de altura

(o pérdida de carga) entre las mareas altas y bajas. Las presas son esencialmente los diques

en todo el ancho de un estuario, y sufren los altos costes de la infraestructura civil, la

escasez mundial de sitios viables y las cuestiones ambientales.

11

1.2.6.1.3 Energía mareomotriz dinámica

La energía mareomotriz dinámica es una tecnología de generación teórica que explota la

interacción entre las energías cinética y potencial en las corrientes de marea. Se propone

que las presas muy largas, de más de 30 km de longitud se construyan desde las costas

hacia afuera en el mar o el océano, sin encerrar un área. Se introducen por la presa

diferencias de fase de mareas, lo que lleva a un diferencial de nivel de agua de por lo menos

2.3 metros, en aguas marinas ribereñas poco profundas con corrientes de mareas que

oscilan paralelas a la costa, como las que encontramos en el Reino Unido, China y Corea.

Cada represa genera energía en una escala de 6 a 17 GW.

1.2.7 Energía Hidráulica

Se denomina energía hidráulica a aquella que se obtiene del aprovechamiento de las

energías cinética y potencial de la corriente del agua, saltos de agua o mareas. Es un tipo de

energía verde cuando su impacto ambiental es mínimo y usa la fuerza hídrica sin represarla,

sin embargo la utilización más significativa la constituyen las centrales hidroeléctricas de

represas, que actualmente ya no son consideradas formas de energía verde por el alto

impacto ambiental que producen.

1.2.7.1 Potenciales impactos ambientales

Los proyectos de las represas grandes causan cambios ambientales irreversibles en un área

geográfica grande y por lo tanto tienen el potencial para causar impactos importantes.

Durante la última década ha aumentado la crítica a estos proyectos, puesto que los

12

beneficios valen menos que los costos sociales, ambientales y económicos, es injustificable

construir represas grandes.

Si bien existen efectos ambientales directos de la construcción de una represa (el polvo, la

erosión, el movimiento de tierras), los impactos mayores provienen del envase del agua, la

inundación de la tierra para formar el reservorio y la alteración del caudal del agua. Estos

efectos tienen impactos directos para los suelos, la vegetación, la fauna, las tierras

silvestres, la pesca, el clima y especialmente, para las poblaciones humanas del área.

1.2.7.2 Efectos hidrológicos

Al represar un río y crear una laguna, se cambia profundamente la hidrología y limnología

del sistema fluvial. La descomposición de la materia orgánica de las tierras inundadas

enriquece los alimentos del reservorio, si el terreno inundado tiene muchos árboles y no se

limpia adecuadamente antes de inundarlo, la descomposición de esta vegetación agotará los

niveles de oxígeno en el agua y afectará la vida acuática.

Las partículas suspendidas que trae el río se asientan en el reservorio, limitando su

capacidad de almacenamiento y su vida útil, privando el río de los sedimentos, aguas abajo.

Como el sedimento ya no se deposita, esta pérdida de alimentos deberá ser compensada

mediante la adición de fertilizantes, para mantener la productividad agrícola.

1.2.7.3 Temas sociales

Al llenar el reservorio, se produce el desplazamiento involuntario de miles de personas,

requiriendo un reajuste social, no solamente de parte de ellos, sino también, de la gente ya

establecida en las áreas de reasentamiento.

13

Para las personas que permanecen en la cuenca del río, a menudo se restringe el acceso al

agua, la tierra y los recursos bióticos. Se interrumpe la pesca artesanal y la agricultura

tradicional de los terrenos aluviales.

A menudo se aumentan las enfermedades relacionadas con el agua (malaria,

esquistosomiasis, oncocerciasis), tanto para los habitantes como para los trabajadores de la

construcción.

1.2.7.4 Pesca y fauna

La pesca usualmente se deteriora, debido a los cambios en el caudal o temperatura del río,

la degradación de la calidad del agua y las barreras que impiden la migración de los peces.

Las variaciones en el caudal de agua dulce, y por tanto, en la salinidad del estero, cambia la

distribución de las especies y los modelos de reproducción de los peces. El mayor impacto

para la fauna se origina en la pérdida de hábitat.

1.3 ENERGÍA SOLAR

La energía solar es la energía obtenida mediante la captación de la luz y el calor emitidos

por el Sol, está catalogada como la solución perfecta para las necesidades energéticas de

todos los países debido a su universalidad y acceso gratuito. Para los usuarios el gasto está

en el proceso de instalación del equipo solar, que con el paso del tiempo, es cada vez

menor. Además no contamina y su captación es directa y de fácil mantenimiento.

Es una de las llamadas energías renovables del grupo no contaminante, conocido como

energía limpia o energía verde.

14

1.3.1 Radiación Solar

La radiación solar es el conjunto de radiaciones electromagnéticas emitidas por el Sol,

desde el infrarrojo hasta el ultravioleta. Pero no toda la radiación alcanza la superficie de la

Tierra, porque las ondas ultravioletas más cortas, son absorbidas por los gases de la

atmósfera fundamentalmente por el ozono.

1.3.2 La Irradiancia

La irradiancia solar total extraterrestre es la magnitud que mide la radiación solar que llega

a la Tierra, es la cantidad de energía proveniente del sol, por unidad de área que recibe todo

punto por encima de la atmósfera terrestre, en cada instante de tiempo; por lo tanto, es una

cantidad que varía tanto espacial como temporalmente, de acuerdo a la posición de un

punto en particular sobre la Tierra y de la posición de ésta respecto del Sol, su unidad es el

W/m² (vatio por metro cuadrado).

La forma elipsoidal que describe la trayectoria del movimiento de traslación de la Tierra

alrededor del Sol, permite que exista un momento de máximo acercamiento entre ambos,

llamado perihelio y uno de máximo alejamiento llamado afelio, y por lo tanto, que la TSI

oscile también anualmente desde un valor máximo a uno mínimo.

La Organización Meteorológica Mundial (WMO) define la Constante Solar como el

promedio anual de la TSI y recomienda asignarle el valor de 1367 W/m2 [3].

1.3.3 La Constante Solar

15

La constante solar es la cantidad de energía recibida en forma de radiación solar por unidad

de superficie medida en la parte externa de la atmósfera en un plano perpendicular a los

rayos solares. Los resultados de su medición por satélites indican un valor promedio de

1366 W/m2.

En esta constante solar influye: la posición relativa de la tierra con el sol (que varía la

distancia de invierno a verano), la rotación de la tierra sobre sí misma, la atmósfera, la

climatología, partículas en suspensión y contaminantes, la época del año, la posición

geográfica, la radiación directa y radiación difusa.

Así, la variación solar más conocía es la que ocurre cada 11 años, que tiene poco efecto en

la radiación que llega a la Tierra ya que es de sólo un 0,1 por ciento (1365-1367 W/m2);

además su variación en tan corto lapso no da tiempo a que los procesos que se pudieran

afectar muestren indicio de este fenómeno [4].

Figura 1.3 Variación de la constante solar durante el periodo de 1978-20033.

3 I. Sánchez, G. Díaz, G. Granados, “Elementos para entender el cambio climático y sus impactos”, p 36.

16

1.3.4 Irradiación - H

Es la energía que, por unidad de tiempo y área, alcanza a la Tierra, ésta es la radiación

global, es decir, la suma de la radiación directa, difusa y reflejada, su unidad es el Wh/m²

(vatio hora por metro cuadrado). Dicho de otra forma, la irradiación H es el producto de la

irradiancia I por las horas pico solares hps.

1.3.5 Heliofanía

La heliofanía es el tiempo de duración del brillo solar, expresado en horas y décimos de

hora, en relación con las horas teóricas de permanencia del sol sobre el horizonte,

considerado de 12 horas en el Ecuador. Un instrumento para medir la heliofanía, es el

Heliofanógrafo, que registra de manera gráfica la duración del brillo solar. Está constituido

por un lente esférico que realiza quemaduras en una faja de papel debido a la radiación

recibida en forma directa, instalado a un metro cincuenta de altura.

1.3.6 Tipos de Radiación

En función de cómo reciben la radiación solar los objetos situados en la superficie terrestre,

se pueden distinguir estos tipos de radiación:

1.3.6.1 Radiación directa

Es aquella que llega directamente del Sol sin haber sufrido cambio alguno en su dirección.

Este tipo de radiación se caracteriza por proyectar una sombra definida de los objetos

opacos que la interceptan.

17

1.3.6.2 Radiación difusa

Parte de la radiación que atraviesa la atmósfera es reflejada por las nubes o absorbida por

éstas. Esta radiación, que se denomina difusa, va en todas direcciones, como consecuencia

de las reflexiones y absorciones, no sólo de las nubes sino de las partículas de polvo

atmosférico, montañas, árboles, edificios, el propio suelo, etc. Este tipo de radiación se

caracteriza por no producir sombra alguna respecto a los objetos opacos interpuestos. Las

superficies horizontales son las que más radiación difusa reciben, ya que ven toda la bóveda

celeste, mientras que las verticales reciben menos porque sólo ven la mitad.

1.3.6.3 Radiación reflejada

La radiación reflejada es, como su nombre indica, aquella reflejada por la superficie

terrestre. La cantidad de radiación depende del coeficiente de reflexión de la superficie,

también llamado albedo. Las superficies horizontales no reciben ninguna radiación

reflejada, porque no ven ninguna superficie terrestre y las superficies verticales son las que

más radiación reflejada reciben.

1.3.6.4 Radiación global

Es la radiación total. Es la suma de las tres radiaciones. En un día despejado, con cielo

limpio, la radiación directa es preponderante sobre la radiación difusa. Por el contrario, en

un día nublado no existe radiación directa y la totalidad de la radiación que incide es difusa.

Los distintos tipos de colectores solares aprovechan de forma distinta la radiación solar.

Los colectores solares planos, por ejemplo, captan la radiación total (directa + difusa), sin

embargo, los colectores de concentración sólo captan la radiación directa. Por esta razón,

18

los colectores de concentración suelen situarse en zonas de muy poca nubosidad y con

pocas brumas, en el interior, alejadas de las costas.

1.3.6.5 Albedo

Los rayos solares no solamente pueden ser desviados por causas atmosféricas, también

pueden sufrir una reflexión a causa de superficies planas. Por ejemplo: la reflexión que se

produce en un terreno nevado o la reflexión que sucede sobre el agua del mar. Se debe tener

en cuenta que las 2/3 partes del planeta es agua oceánica.

1.3.6.6 Radiación total

Es la suma de todas las radiaciones, directa, difusa y albedo.

1.3.7 Características de la radiación solar

“El Sol emite una radiación muy grande, que recibimos en el exterior de la atmósfera, ésta

la atenúa y recibimos el espectro solar.

La radiación se puede dividir en tres bandas:

Banda ultravioleta: Longitud de onda inferior a 0.35 μm, 7% de la energía.

Banda visible: Longitud de onda entre 0.35 μm. 0.75μm, 47% de la energía.

Banda infrarroja: Longitud de onda superior a 0.75μm, 46% de la energía” [5].

1.3.8 Variación de la radiación

Existen varios factores que influyen en la variación de la radiación, entre estos están:

Coordenadas terrestres, Los movimientos de la tierra, La declinación solar, El ángulo

horario, Posición aparente del sol, Radiación sobre superficie plana, Radiación sobre plano

19

inclinado, Datos climáticos, Instrumentos de medida, Condiciones atmosféricas y

ambientales del lugar, Situación geográfica, Movimiento de la tierra, Latitud, Longitud,

Paralelos y Meridianos.

1.3.9 Instrumentos para medir la radiación solar

Cuando se habla de energía solar fotovoltaica, se debe tener presente que la radiación que

realmente importa es la directa, que aporta un mayor potencial.

También se debe tener en cuenta ciertos factores como: El factor climático ya que en un día

nublado se tendrá una radiación difusa; en cambio en un día soleado, la radiación recibida

será directa. El factor de inclinación de la superficie que recibe la radiación. El factor de la

presencia o ausencia de superficies reflectantes, las superficies claras son las que más

reflejan la radiación solar, por este motivo, las casas se pintan de blanco.

1.3.9.1 Pirheliómetro o Actinómetro

El pirheliómetro mide la energía que proviene directamente del sol (radiación directa),

evitando la radiación difusa desde otras direcciones, el instrumento debe ser orientado hacia

el sol. Como sensor se utiliza una placa negra, cuya temperatura, que se mide con un

sistema de termocuplas, varía con la radiación solar directa que llega a la placa.

1.3.9.2 Piranómetro o Solarímetro

Este instrumento de medición permite evaluar la energía solar total que llega a una

superficie horizontal, esto es, la radiación directa y la difusa. Unas placas pintadas de

blanco y de negro actúan como sensores. Las placas negras se calientan más que las

20

blancas, debido a que absorben más radiación. Mediante termocuplas se mide la diferencia

de temperatura entre las placas blancas y negras, la cual es función de la radiación solar

global. Para evitar el enfriamiento producido por el viento y el efecto de la contaminación

atmosférica sobre los sensores, se los aísla mediante una cúpula de vidrio. Para medir la

radiación difusa, se instala un sistema que evita la radiación solar directa sobre el sensor.

1.3.9.3 Pirorradiómetro

El pirorradiómetro permite evaluar toda la energía radiactiva que recibe una superficie, es

decir, la radiación solar global y la radiación infrarroja que viene de la atmósfera. La

combinación de dos pirorradiómetros en un sólo equipo de medición, con uno expuesto

hacia arriba y el otro hacia la superficie, permite medir el balance neto radiactivo a nivel de

la superficie. Los sensores son similares a los equipos de radiometría y se protegen

mediante cúpulas de silicona. Para evitar la condensación interior, se inflan con aire con

bajo contenido de vapor de agua.

1.3.9.4 Heliógrafo

Este instrumento mide la insolación, que son las horas de sol brillante que tiene el día.

La energía solar absorbida por los océanos y masas terrestres mantiene la superficie a

14 °C. Para la fotosíntesis de las plantas la energía solar se convierte en energía química,

que produce alimento, madera y biomasa, de la cual derivan también los combustibles

fósiles.

Se estima que la energía total que absorben la atmósfera, los océanos y los continentes

puede ser de 3.850.000 exa julios por año.

21

Figura1.4 Energía que ingresa a la tierra en promedio cada año, en TW-año 4.

1.3.10 Tipos de Sistemas Solares Fotovoltaico por su Funcionamiento

Esta clasificación se realiza en función de las aplicaciones que se dará al sistema

fotovoltaico, así como también la zona en la que se encuentre y su facilidad para poder

conectarse a su red eléctrica existente, o funcionar de forma aislada.

1.3.10.1 Sistemas Solares Fotovoltaicos Aislados o Tipo Isla

Los sistemas aislados, por el hecho de no estar conectados a la red eléctrica, normalmente

están equipados con sistemas de acumulación de la energía producida. La acumulación es

necesaria porque el campo fotovoltaico puede proporcionar energía sólo en las horas

diurnas, mientras que a menudo la mayor demanda por parte del usuario se concentra en las

horas de la tarde y de la noche.

4 G. Davis, “Estudio acerca de la energía que ingresa a la tierra”, 1990, p 4.

22

Durante la fase de insolación es, por tanto, necesario prever una acumulación de la energía

no inmediatamente utilizada, que es proporcionada a la carga cuando la energía disponible

es reducida e incluso nula. Una configuración de este tipo implica que el campo

fotovoltaico debe estar dimensionado de forma que permita, durante las horas de

insolación, la alimentación de la carga y de la recarga de las baterías de acumulación.

En entornos aislados, donde se requiere poca potencia eléctrica y el acceso a la red es

difícil, como en comunidades aisladas por selvas, montañas, islas, estaciones

meteorológicas o repetidores de comunicaciones, se emplea los paneles solares

fotovoltaicos como la mejor alternativa económicamente viable. Aproximadamente una

cuarta parte de la población mundial no tiene acceso a la energía eléctrica, y se calcula que

existen cerca de 1 millón de personas en Ecuador que no tienen acceso a electricidad por

medio de la red pública.

1.3.10.2 Sistemas Solares Fotovoltaicos Conectados a Red Pública

Los sistemas conectados en red normalmente no tienen sistemas de acumulación, ya que la

energía producida durante las horas de insolación es canalizada a la red eléctrica y durante

las horas de insolación escasa o nula, la carga es alimentada por la red. Un sistema de este

tipo, desde el punto de vista de la continuidad de servicio, resulta más fiable que uno no

conectado a la red que, en caso de avería, no tiene posibilidad de alimentación alternativa.

En este caso, se pueden obtener sistemas de alta fiabilidad integrando el sistema aislado con

una fuente energética tradicional como diesel.

23

La tarea de los sistemas conectados a la red es, por tanto, la de introducir en la red la mayor

cantidad posible de energía.

Por medio de los paneles solares se genera la energía a bajas tensiones (380-800 V) en

corriente continua y se transforma mediante un inversor en corriente alterna. Un centro de

transformación eleva a Media tensión (15 ó 25 kV) y se inyecta en las redes públicas.

1.3.10.3 Sistema de Gema Solar

Para entender de mejor forma la Gema Solar, se mencionará algunas características de la

Gema Solar propiedad de la empresa Torresol Energy: Es la primera planta comercial de

energía solar térmica con tecnología de receptor central de torre y sistema de

almacenamiento en sales fundidas, es un campo solar de 185 Ha que alberga el receptor en

una torre de 140 m de altura, la isla de potencia y 2.650 heliostatos, cada uno de ellos de

120 m2 distribuidos en anillos concéntricos alrededor de la torre.

Los aspectos más innovadores de esta planta son el receptor de sales fundidas, el

mecanismo de apunte de heliostatos y el sistema de control; además, el sistema de

almacenamiento permite producir electricidad durante 15 horas sin sol (por la noche o en

días nublados). Gracias a esta capacidad de almacenamiento, la energía solar pasa a ser

gestionable y puede ser suministrada en función de la demanda.

La planta ya ha alcanzado un día completo de suministro ininterrumpido a la red de

distribución eléctrica, con 20 MW de potencia, es capaz de suministrar 110 GWh al año,

con lo que se puede abastecer energía a 27.500 hogares.

24

1.3.11 Tipos de Sistemas Solares Fotovoltaicos por su Conexión

Un arreglo Fotovoltaico es un conjunto de módulos conectados eléctricamente en serie o

paralelo. Las características eléctricas del arreglo son análogas a la de módulos

individuales, con la potencia, corriente y voltaje modificados de acuerdo al número de

módulos conectados en serie y en paralelo.

1.3.11.1 Conexión en Serie, Incremento de Voltaje

Los módulos solares se conectan en serie para obtener voltajes de salida más grandes. El

voltaje de salida, Vs, de módulos conectados en serie está dado por la suma de los voltajes

generados por cada módulo, como lo muestra la ecuación 1.1.

Vt = V1 + V2 +V3 +… +Vn ec. 1.15

Donde:

Vt, voltaje total del grupo de paneles.

Vn, voltajes individuales de cada panel.

Una forma fácil de entender el concepto de sistemas conectados en serie, es mediante la

analogía presentada en la Figura 1.5 entre un sistema hidráulico y un eléctrico. En el

sistema hidráulico (izquierda) el agua que cae desde cuatro veces la altura de 12 metros

produce una caída de agua con cuatro veces la presión a la misma tasa de flujo, 2 L/s. La

cual se puede comparar con los 48 V que el sistema eléctrico (derecha) alcanza al pasar una

corriente de 2 amperios por cuatro módulos conectados en serie [6].

5 Ecuación para el voltaje total de la conexión de paneles en serie.

25

Figura 1.5 Conexión en serie de un sistema eléctrico y un sistema hidráulico6.

1.3.11.2 Conexión en Paralelo, Incremento de Corriente

Los módulos solares o paneles se conectan en paralelo para obtener corrientes generadas

más grandes. El voltaje del conjunto es el mismo que el de un panel; pero la corriente de

salida, It, es la suma de cada unidad conectada en paralelo, como muestra la ecuación 1.2.

It = I1 + I2 + I3 +…+In ec. 1.27

Donde:

It, corriente total del grupo de paneles.

In, corrientes individuales de cada panel.

De manera similar al sistema conectado en serie, los sistemas conectados en paralelo

también pueden ser comparados en un sistema hidráulico, tal y como se muestra en la

Figura 1.9. En el sistema hidráulico (arriba) el agua que cae de la misma altura, da la

misma presión que cada bomba individual, pero el flujo es igual al total de los flujos de 6 RENOVAENERGIA, “Energía Solar Fotovoltaica, Soluciones energéticas renovales”, p 10. 7 Ecuación para la corriente total de la conexión de paneles en paralelo.

26

todas las bombas. Entonces en el sistema eléctrico, el voltaje permanece constante y la

corriente de salida de los cuatro módulos es sumada, produciendo 8 amperes de corriente a

12 Voltios [6].

Figura 1.6 Conexión en paralelo de un sistema eléctrico y un sistema hidráulico8.

Para evitar el flujo de corriente en la dirección opuesta se utilizan diodos de bloqueo. Y los

diodos de paso, proporcionan un camino de alivio para evitar que circule corriente por un

panel o un módulo sombreado (sombra de nubes o de objetos). Un módulo sombreado no

genera energía, por lo cual, los demás módulos lo verán como un punto de resistencia. En

consecuencia, fluirá corriente hacia él convirtiéndose en un punto caliente del arreglo.

Aumentará su temperatura y se degradará aceleradamente.

En la Figura 1.7 se muestra un ejemplo de módulos conectados en serie y en paralelo. En

ella también se muestra la posición de los diodos de paso y de bloqueo, que debe ser

calculado tomando en consideración la máxima corriente que generará el arreglo

fotovoltaico en condiciones de corto circuito.

8 RENOVAENERGIA, “Energía Solar Fotovoltaica, Soluciones energéticas renovales”, p 12.

27

Figura 1.7 La conexión de módulos fotovoltaicos9.

1.3.11.3 Elementos

Los componentes de un sistema fotovoltaico dependen del tipo de aplicación que se

considere y de las características de la instalación. Para el caso de un sistema autónomo, los

componentes necesarios para que funcione correctamente y tenga una elevada fiabilidad

son:

1.3.11.3.1 Generador Solar

Conjunto de paneles fotovoltaicos que captan energía luminosa y la transforman en

corriente continúa a baja tensión.

1.3.11.3.2 Acumulador

Almacena la energía producida por el generador. Una vez almacenada existen dos

opciones: Sacar una línea de este para la instalación (utilizar lámpara y elementos de

consumo eléctrico) ó Transformar a través de un inversor la corriente continua en corriente

alterna. 9 RENOVAENERGIA, “Energía Solar Fotovoltaica, Soluciones energéticas renovales”, p 15.

28

1.3.11.3.3 Regulador de carga

Su función es evitar sobrecargas o descargas excesivas al acumulador, puesto que los daños

podrían ser irreversibles. Debe asegurar que el sistema trabaje siempre en el punto de

máxima eficacia.

1.3.11.3.4 Inversor

Se encarga de transformar la corriente continua producida por el campo fotovoltaico en

corriente alterna, la cual alimentará directamente a los usuarios.

Un sistema fotovoltaico no tiene porque constar siempre de estos elementos, pudiendo

prescindir de uno o más de éstos, teniendo en cuenta el tipo y tamaño de las cargas a

alimentar, además de la naturaleza de los recursos energéticos en el lugar de instalación.

1.4 ALUMBRADO INDUSTRIAL

La iluminación en las industrias consta de un gran número de luminarias ya que deben

abarcar espacios muy grandes y extensos. Sus características son distintas a las luminarias

convencionales, como mayor potencia, brillo, incandescencia y aceptar los cambios bruscos

de voltaje.

1.4.1 Aspectos a considerar en el diseño de iluminación industrial

Debe proporcionar la iluminación que no se tiene en un lugar cerrado y el nivel de

iluminación debe seleccionarse en función de la actividad que se va a realizar allí. Los

sistemas de iluminación deben ser diseñados de manera que creen un ambiente placentero y

proporcionando toda la seguridad que requieren los operadores de la planta.

29

Debe considerarse el costo de las tarifas eléctricas, ya que existen dos cargos: el costo de la

energía kWh y el costo de la demanda kW, por ende un bajo costo maximiza la relación

costo-beneficio.

1.4.2 Parámetros que definen el consumo energético

Los principales parámetros que definen el consumo energético son: la potencia del foco

medida en Watts, consumo de energía, que es el tiempo de uso de la iluminación y la

tecnología del foco.

1.4.3 Consideraciones generales para el diseño de la iluminación industrial

Calidad y cantidad de iluminación adecuada al proceso de manufactura y a las medidas de

seguridad necesarias.

Equipo de iluminación que satisfaga los requerimientos de diseño considerando las

características fotométricas así como el desempeño mecánico necesario para cumplir con

las necesidades de instalación y operación.

Equipo seguro, práctico y fácil de mantener. Ciertas lámparas son propensas a eventos de

fin de vida violentos y deben ser usadas solamente en luminarias con escudos apropiados.

Características energéticas, económicas y operativas de los sistemas seleccionados.

1.4.4 Aspectos específicos para selección de luminarias

Es necesario determinar la cantidad y tipo de iluminación que proporcione el máximo

rendimiento visual y cumpla con las exigencias de seguridad, comodidad y luminosidad de

30

la manera más satisfactoria. Para esto es necesario tener en cuenta: Análisis de tarea visual,

Selección del sistema de iluminación, Alumbrado General, Zonas con techos altos, Zonas

con techos bajos, Alumbrado focalizado, Mantenimiento y Costos de mantenimiento,

Especificaciones para Sistemas de Interiores, Especificaciones para Sistemas de Exteriores.

1.4.4.1 Análisis de la Tarea Visual

El tamaño, el brillo, el contraste y el tiempo se han definido como las características

principales que determinan la visibilidad relativa de un objeto, pero también influyen

aspectos como: el acabado del objeto (desde el mate al brillante y del suave al áspero), la

naturaleza del material (desde lo opaco hasta el transparente), el grado del efecto

tridimensional (desde una superficie lisa hasta una de relieve) y las características de

reflexión de los alrededores más inmediatos. Distintas combinaciones de estos factores

pueden dar lugar a una infinita variedad de problemas de alumbrado industrial. La selección

del mejor tipo de alumbrado para una situación determina lleva consigo la consideración de

la cantidad de luz, el grado de difusión, la dirección y la calidad espectral.

1.4.4.2 Selección del Sistema de Iluminación

La selección de la fuente y del equipo depende de razones económicas y de la naturaleza de

la tarea visual y del contorno. La extensión y forma de la zona a iluminar, la reflectancia de

las paredes techos y suelos, las horas de funcionamientos anuales, la potencia nominal y

otros factores menos importantes deben tenerse en cuenta al seleccionar el equipo idóneo

que habrá de ser económico tanto por su funcionamiento como por su instalación.

31

1.4.4.3 Alumbrado General

Las luminarias que proporcionan un nivel de iluminación razonablemente uniforme a toda

una zona constituyen un sistema de alumbrado general y hace posible el cambio de

desplazamiento de la maquinaria sin necesidad de alterar el alumbrado. Algunos procesos

de fabricación pueden iluminarse suficientemente solo mediante un buen sistema de

alumbrado general, mientras otros requieren un alumbrado suplementario en maquinas

determinadas o en lugares de trabajo, incluso cuando se suministra luz localizada para una

tarea determinada, se requiere por razones de seguridad un sistema de alumbrado especial,

como también para mantener relaciones razonables de brillo en toda el área.

1.4.4.4 Mantenimiento y Costos de mantenimiento

Un programa bien planeado y ejecutado de mantenimiento del alumbrado es de primordial

importancia para sacar el mayor partido posible del dinero invertido un sistema de

alumbrado industrial. Los resultados se traducen en una mayor cantidad de luz por unidad

monetaria.

Muchos programas incluyen un plan de reposición de las lámparas así como de limpieza de

las luminarias, en algunas zonas muy sucias, donde la limpieza de las luminarias es difícil,

se pueden utilizar como alternativas lámparas reflectoras.

En zonas cuyo alumbrado va a ser utilizado continuamente, el costo inicial es de menor

importancia comparado con el del mantenimiento. Así, las fuentes de alta eficacia

(mercurio, fluorescentes, o fluorescentes de mercurio) con vida larga y alta emisión

luminosa resultan muy útiles para reducir los consumos y la conservación. Por otra parte,

32

en los casos en que las lámparas se utilizan durante periodos cortos, el costo inicial es más

importante y pueden ser recomendables las lámparas de filamentos a pesar de su eficacia

más baja.

1.4.5 Tipos de Iluminación para Sistemas de Exteriores

Las especificaciones técnicas, características eléctricas y diseño, establecen los parámetros

mínimos de eficiencia recomendados para una determinada aplicación, la figura 1.8

muestra una clasificación básica de las luminarias.

Figura 1.8 Clasificación de Luminarias 10.

1.4.5.1 Luminarias de mercurio halogenado, HQI/HCI

Son luminarias para sobreponer en el techo, en placa aligerada o cielo raso falso. Funciona

con unidad de luz metal halógeno a 220V, factor de potencia corregido, con alto nivel de

luminosidad y reproducción cromática.

10 CONUEE, “Iluminación eficiente en la industria”, 2008, p 8.

33

Son de larga duración, alta resistencia a la corrosión, de fácil montaje y mantenimiento.

Particularmente económicas en proyectos lumínicos de alto nivel debido a su alta

eficiencia, larga vida y excelente color de luz.

Poseen una alta eficiencia lumínica y un excelente rendimiento de color.

En la Tabla 1.1 se muestra las principales características y diferencias entre los tipos de

luminarias halógenas:

Tabla 1.1 Cuadro comparativo de las Características de lámparas11.

HQL HQI HCI NAV NA

Potencia W 50-1000 70-3500 35-150 50-1000 18-180

Flujo luminoso klm 2-58 5,5-320 3,4-14 3,5-130 1,8-33

Eficacia lm/W 35-60 65-120 87-93 70-150 100-200

Tono de luz ww, nw ww, nw, tw ww, nw ww -

Temperatura de color K

2900-4200 3000-6000 3000-4200 2000-2200 -

Rendimiento cromático

Índice RA 45-60 80-95 85-90 20-65 -

La Tabla 1.2 muestra diferentes niveles de potencia requeridas en las luminarias, según el

ambiente al que serán instaladas, tanto en interiores, exteriores, a nivel residencial e

industrial.


34

Tabla 1.2 Aplicaciones de las lámparas HQI12.

INTERIORES EXTERIORES

3500 W Para instalaciones deportivas y de eventos múltiples. Fábricas.

Estadios. Iluminación industrial. Astilleros. Aeropuertos

2000W

1000W

Iluminación industrial. Invernaderos.

Iluminación de tránsito. Areas deportivas

400W

250W

Oficinas, lobbies, salas de exhibición, aparadores, tiendas, departamentos, acuarios.

Iluminación general. Iluminación de seguridad.

150W

70W

1.4.5.2 Lámparas de Vapor de Sodio

Las lámparas de vapor de sodio pueden ser de alta presión NAV y de alta presión de doble

quemador VSAP. Las lámparas de sodio de alta presión de doble tubo de arco, aseguran un

reencendido instantáneo de aproximadamente el 15% del flujo luminoso total de la lámpara

y garantiza 40.000 horas de vida útil, además de una elevada eficacia hasta 127 Lm/W.

La figura 1.9 muestra una grafica comparativa entre las luminarias HQL y las NAV, el flujo

luminoso, en lúmenes, en relación a la potencia de funcionamiento de la luminaria.


35

Figura 1.9 Comparación de Flujo luminoso HQL vs NAV13.

En la figura 1.10 las barras representan las horas de vida útil que poseen varias clases de

luminarias: Incandescentes, Fluorescentes, Vapor de mercurio, Metal Halide y las HPS.

Figura 1.10 Vida Útil de varios tipos de lámparas14.

13 CONUEE, “Iluminación eficiente en la industria”, 2008, p 14. 14 Idem 13, p 16.

36

La figura 1.11 muestra la eficacia de varias clases de luminarias: Incandescentes,

Fluorescentes, Vapor de mercurio, Metal Halide y las HPS.

Figura 1.11 Eficacia de las Lámparas15.

1.4.6 Tipos de Iluminación para Sistemas de Interiores

La iluminación interior de los inmuebles e instalaciones debe utilizar tecnología que

cumpla con una eficacia mínima de 60 lm/W. Por tanto no se deberían utilizar las siguientes

tecnologías: lámparas incandescentes, halógenas, luz mixta y vapor de mercurio.

La iluminación a utilizar puede ser: LED’s, aditivos metálicos, inducción magnética y

vapor de sodio de baja y alta presión.

Estas luminarias deben: Distribuir adecuadamente la luz en el espacio, Evitar toda causa de

molestia provocada por deslumbramiento o brillo excesivo, Satisfacer las necesidades

estéticas y de ambientación del espacio al que están destinadas, que por ser para ambientes

interiores, esto juega un papel importante, Optimizar el rendimiento energético,


37

aprovechando la mayor cantidad de flujo luminoso entregado por las lámparas. La Tabla

1.3 posee las principales características eléctricas de varios tipos de luminarias.

Tabla 1.3 Comparación general de fuentes artificiales de luz16.

Características Incandescente Tungsteno Halógeno

Fluorescente Vapor

Mercurio Aditivos

Metálicos VSAP VSBP

Eficacia (Lm*W)

10-22 18-33 20-103 35-65 65-110 65-125

70-180

Vida nominal promedio

(horas) 750-2500 2000-4000 7500-20000 24000

10000-20000

24000 24000

Rendimiento de color

Bueno Excelente Amplia

elección Malo o Bueno

Excelente Medio Malo

Control óptico Bueno a

excelente Excelente Medio Medio Bueno Bueno Bueno

Mantenimiento de lúmenes

Medio Excelente Bueno Bueno Bueno Bueno Bueno

Encendido a pleno brillo

(min) Inmediato Inmediato Inmediato 4-7 4-7 3-4 3-4

Tiempo de reencendido

(min) Bajo Inmediato Inmediato 4-7 4-7 1-2 1-2

Costo inicial Alto Bajo Moderado Medio Alto Alto Alto

Costo de operación

Bajo Alto Bajo a

moderado Moderado Moderado Bajo Bajo

1.4.6.1 Lámpara Reflectora Standard

Las lámparas Reflectoras Standard poseen un espejo parabólico de aluminio de forma

anular y un frente mate. Ofrecen un encendido inmediato y posibilidades ilimitadas de

regulación. Su frente mate satinado proporciona una luz suave. Son pequeñas lámparas con

relativamente alta intensidad luminosa, para alumbrado direccional.

16 Comparación general de fuentes artificiales de luz, www.electricidadlynch.com.ar/lamparareflectora.htm.

38

1.4.6.2 Lámpara Reflectora Spotline

El rango de lámparas de espejo anular Spotline, usa una óptica de doble reflexión, de

avanzada tecnología diseñada por computadora. En tanto las lámparas con reflector

convencional tienen sólo reflexión simple, las Spotline dan doble reflexión de una parte de

la luz emitida por el filamento. En consecuencia, más luz es concentrada en el centro del

haz, obteniéndose en él intensidades hasta 100% mayores que en las lámparas con reflector

convencional. Otros detalles son: encendido inmediato, ilimitadas posibilidades de

regulación y una posición de uso universal. Su ángulo estrecho e intensidad luminosa hacen

de la reflectora Spotline la lámpara especialmente elegible para usar donde los espacios son

reducidos. La Spotline puede utilizarse para reemplazar con ventajas, directa y fácilmente,

a las lámparas con reflector convencional. Al poseer una forma achatada en su parte frontal

y estrecha en el cuello, las lámparas Spotline adquieren aspecto elegante y moderno.

1.4.6.3 Focos Ahorradores

Los focos ahorradores de energía van a sustituir a los focos clásicos en los próximos años.

La utilización de focos ahorradores de energía contribuye a la protección de nuestro medio

ambiente, consumen un 80% menos de energía y duran hasta 15 veces más que los focos

incandescentes convencionales.

Estos cilindros de cristal prescinden del típico filamento pero cuentan con un recubrimiento

interior de material fluorescente. El tubo está lleno con vapor de mercurio y al establecerse

el arco eléctrico, lo que sucede es que hay excitación de los átomos del fósforo que integra

el recubrimiento y la radiación se convierte en luz.

39

La cantidad de calor generada es mínima. En sitios cálidos o habitaciones en las que se

dificulta la ventilación esto resulta bastante valioso, porque evitará el trabajo forzado de

otros aparatos eléctricos como ventiladores y equipo de refrigeración.

40

CAPÍTULO II

ANÁLISIS DEL RECURSO SOLAR Y LA DEMANDA ENERGÉTICA EN LA

PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS REPSOL-NPF

Es indispensable conocer con certeza el recurso solar con que se cuenta en el sitio

propuesto para instalar los paneles solares, tanto el nivel de radiación como las horas de

insolación para poder dimensionar de manera exacta dichos paneles. Otro aspecto

fundamental es el cálculo de demanda de energía eléctrica en los circuitos de iluminación y

las características básicas requeridas en los elementos del sistema solar fotovoltaico.

2.1 METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS DE INVESTIGACIÓN

Para cumplir con los objetivos del proyecto, se empleará varias técnicas y herramientas de

investigación que faciliten el desarrollo del proyecto y proporciones datos confiables para

el diseño y estudio de factibilidad de la instalación del sistema solar fotovoltaico aplicado al

Campo REPSOL-NPF, entre ellas:

2.1.1 Investigación de campo, en la planta REPSOL-NPF

Recolección de datos técnicos del sistema de iluminación como: tipo de luminarias en cada

área, su potencia y voltaje de trabajo entre otras.

Análisis del espacio físico donde podría ser ubicado el sistema solar fotovoltaico.

Toma de distancias entre el propuesto lugar donde se instalara el sistema fotovoltaico y la

cámara de distribución.

41

Determinación de las horas de empleo diarias del sistema de iluminación y el número de

luminarias, en cada área de la planta.

Mediante un GPS, se conocerá la ubicación geográfica del campo REPSOL-NPF.

2.1.2 Recolección de datos del INAMHI y CONELEC

Se acudirá a los establecimientos de INAMHI y CONELEC para realizar la recolección de

datos como: radiación solar, horas pico solares y todos los datos necesarios para el análisis

de radiación en el Campo REPSOL-NPF.

2.1.3 Fuentes Bibliográficas

Se emplearán varias fuentes bibliográficas en relación a: Análisis de la radiación solar,

energías renovables, diseño de sistemas fotovoltaicos, hojas técnicas de equipos eléctricos y

elementos del sistema fotovoltaico, reportes generados por REPSOL-NPF, Atlas Solar de

Ecuador, entre otros.

2.1.4 Instrumentos a emplear

Para la realización de los cálculos se empleará los siguientes recursos: Software conversor

de coordenadas geográficas, Software CENSOL, Cálculo de caídas de voltaje de

ENERGYPETROL, Planilla para determinación de Potencia Eléctrica de la EEQ y

Cálculos que se generarán en Excel.

2.2 CARACTERÍSTICAS REQUERIDAS EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN

SOLAR FOTOVOLTAICA PARA EL SISTEMA DE ILUMINACIÓN

El Sistema solar fotovoltaico propuesto para este proyecto, recibirá la radiación solar en las

42

celdas y generarán saltos electrónicos, generando así diferencias de potencial en sus

extremos. El acoplamiento en serie de estas celdas formará los paneles, lo cual permitirá

obtener voltajes en corriente continua a 48 VDC, esta corriente eléctrica será llevada a un

circuito electrónico conversor o inversor para transformarla en corriente alterna a 120 VAC

y será inyectada en el suministro eléctrico de la Planta REPSOL-NPF, en los circuitos de

iluminación.

2.2.1 Elementos del Sistema Solar Fotovoltaico

El Sistema Solar Fotovoltaico debe garantizar la adecuada recepción de la radiación solar,

la producción de energía eléctrica, el respaldo de la misma en las horas sin luz solar y la

utilización de esta energía en el sistema residencial o industrial.

El esquema básico consta de: Generador solar, compuesto por un conjunto de paneles

fotovoltaicos que captan la radiación luminosa procedente del sol y la transforman en

corriente continua a baja tensión; Acumulador, que almacena la energía producida por el

generador y permite disponer de corriente eléctrica fuera de las horas de luz; Regulador de

carga cuya misión es evitar sobrecargas o descargas excesivas al acumulador, que le

produciría daños irreversibles y asegurar que el sistema trabaje siempre en el punto de

máxima eficiencia; y finalmente el Inversor, que transforma la corriente continua a baja

tensión almacenada en el acumulador, en corriente alterna a alta tensión (120 VAC o más),

para ser conectada a los circuitos de tomas o iluminación, como lo muestra la figura 2.1.

43

Figura 2.1 Esquema del Sistema Solar Fotovoltaico17.

2.2.1.1 Celdas Fotovoltaicas

Las tecnologías más empleadas son las celdas de silicio monocristalino debido a su

desarrollo, confiabilidad, aplicación y sobre todo, a su vida útil que va de los 20 a los 30

años. Por otra parte las celdas de película delgada, como el silicio amorfo, han alcanzado

cierto grado de popularidad debido a su bajo costo, sin embargo su baja durabilidad, debido

a la degradación, las sitúa por debajo de las celdas cristalinas.

Tabla 2.1 Eficiencia de diferentes materiales que forman las celdas18.

Tipo de Material Eficiencia

Teórica Experimental En Módulos

Silicio Monocristalino 27 % 24,7 % 16 % Silicio Policristalino 27 % 19,8 % 14 % Arseniuro de Galio 29 % 25,7 % 20 %

Silicio Amorfo 25 % 13 % 8 % Teluro de Cadmio 28,5 % 16 % 8 % Pelicula de Silicio 27 % 16 % 11 %

17 R. Ruado Domínguez, INGENIERIA ENERGETICA GENERAL, “Componentes del sistema fotovoltaico”, 2010, p 4. 18 Biel y Switzerland, “Herramienta de dimensionado de los elementos del sistema fotovoltaico”, 2005, p 20.

44

El acoplamiento en serie de las celdas permite generar energía a bajas tensiones en

corriente continua. Este tipo de célula producirá energía eléctrica desde el amanecer hasta

el atardecer, pero en días nublados únicamente se aprovecharía entre el 10 y 20 %.

Figura 2.2 Esquema del Panel Solar Fotovoltaico19.

2.2.1.1.1 Características de las Celdas

Las celdas deberán poseer una capa especial antireflexiva y gran potencia de

funcionamiento, puesto que deberán abastecer una gran demanda.

Debe ser capaz de absorber gran cantidad de radiación solar para que la generación de pares

electrón-hueco funcione. A la vez debe tener un campo eléctrico interno que separe las dos

cargas impidiendo su posterior recombinación y estas cargas separadas deben ser capaces

de viajar hasta el circuito exterior.

La celda fotovoltaica se representa por su circuito equivalente mostrado en la figura 2.3:

19 R. Ruado Domínguez, INGENIERIA ENERGETICA GENERAL, “Componentes del sistema fotovoltaico”, 2010, p 6.

45

Figura 2.3 Circuito equivalente de la celda fotovoltaica20.

2.2.1.2 Paneles Solares Fotovoltaicos

Los paneles solares son los elementos de generación eléctrica, formados por varias células

protegidas por vidrio, encapsuladas sobre un material plástico y todo el conjunto

enmarcado con un perfil metálico. Se los pueden conectar en serie o paralelo para obtener

la tensión nominal requerida por el sistema.

2.2.1.2.1 Estructura de un panel fotovoltaico

Las celdas solares que conforman el panel están conectadas eléctricamente entre sí en serie

y paralelo hasta conseguir el voltaje adecuado para su utilización. Este conjunto está

envuelto por elementos que le confieren protección frente a los agentes externos y rigidez

para acoplarse a las estructuras que las soportan, sus elementos son:

Encapsulante, constituido por un material que debe presentar una buena transmisión a la

radiación y una degradabilidad baja a la acción de los rayos solares.

20 ICAEN, “Pliego de Condiciones Técnicas para instalaciones fotovoltaicas conectadas a red”, 2002, p12.

46

Cubierta exterior de vidrio templado, debe facilitar al máximo la transmisión luminosa,

resistir las condiciones climatológicas más adversas y soportar cambios bruscos de

temperatura.

Cubierta posterior, constituida por varias capas que reflejan la luz que ha pasado entre los

instersticios de las células, haciendo que vuelvan a incidir otra vez sobre éstas.

Marco de metal, normalmente de aluminio, que asegura rigidez y estanqueidad al

conjunto, y que lleva los elementos necesarios para el montaje del panel sobre el soporte.

Caja de terminales, incorpora los bornes para la conexión del módulo.

Diodo de protección, impiden daños por sombras parciales en la superficie del panel [7].

La configuración de estos elementos se muestra en la figura 2.4:

Figura 2.4 Corte transversal de un panel fotovoltaico21.

2.2.1.2.2 Características para los paneles fotovoltaicos

Los paneles deben poseer una estructura mecánica robusta, con sólidos marcos laterales de

aluminio anodizado, capaces de soportar el peso y dimensiones de los módulos, parte

21 ICAEN, “Pliego de Condiciones Técnicas para instalaciones fotovoltaicas conectadas a red”, 2002, p13.

47

frontal de vidrio templado antirreflector de bajo contenido en hierro, deben soportar

ambientes climatológicos adversos como: días con sol intenso, vientos frecuentes y fuertes

lluvias. Deben funcionar eficazmente sin interrupción durante toda su vida útil.

2.2.1.2.3 Rendimiento del panel fotovoltaico

El rendimiento depende fundamentalmente de la intensidad de la radiación luminosa y de la

temperatura de las células solares. La intensidad de corriente que genera el panel aumenta

con la radiación, permaneciendo el voltaje aproximadamente constante.

En este sentido tiene mucha importancia la orientación de los paneles respecto a la

horizontal, ya que los valores de la radiación varían a lo largo del día en función de la

inclinación del sol respecto al horizonte, dicha variación se la aprecia en la figura 2.5.

Figura 2.5 Variación de intensidad y tensión con la radiación y la temperatura22.

22 H. Grossi Gallegos, “Evaluación de la radiación solar”, 2009, p 30.

48

El aumento de temperatura en las células supone un incremento en la corriente, y al mismo

tiempo una disminución mucho mayor de la tensión. El efecto global es que la potencia del

panel disminuye al aumentar la temperatura de trabajo del mismo. Una radiación de 1.000

W/m2 es capaz de calentar un panel unos 30 grados por encima de la temperatura del aire

circundante, lo que reduce la tensión y por tanto la potencia en un 10%. Por ello es

importante colocar los paneles en un lugar en el que estén bien aireados o con sistemas de

ventilación [8].

2.2.1.3 Banco de Baterías

Las baterías deben garantizar el respaldo de energía cuando el día haya terminado y ya no

haya radiación solar, por ello, para el diseño de la instalación es fundamental el tiempo de

autonomía del sistema. Deben cumplir básicamente dos parámetros: la capacidad en

Amperios hora y la profundidad de la descarga.

2.2.1.3.1 Capacidad en Amperios hora

Los Amperios hora de una batería son el número de Amperios que proporciona

multiplicado por el número de horas durante las que circula esa corriente.

Sirve para determinar, en una instalación fotovoltaica, cuánto tiempo puede funcionar el

sistema sin radiación solar que recargue las baterías.

Teóricamente, por ejemplo, una batería de 200 Ah puede suministrar 200 A durante una

hora, ó 50 A durante 4 horas, o configuraciones similares.

No obstante esto no es exactamente así, puesto que algunas baterías, como las de

automoción, están diseñadas para producir descargas rápidas en cortos períodos de tiempo

sin dañarse. Sin embargo, no están diseñadas para largos períodos de tiempo de baja

49

descarga. Es por ello que las baterías de automoción no son las más adecuadas para los

sistemas fotovoltaicos.

2.2.1.3.2 Factores que pueden hacer variar la capacidad de una batería

Los principales factores de los cuales depende la capacidad de la batería son:

Ratios de carga y descarga, Si la batería es cargada o descargada a un ritmo diferente al

especificado, la capacidad disponible puede aumentar o disminuir. Generalmente, si la

batería se descarga a un ritmo más lento, su capacidad aumentará ligeramente. Si el ritmo

es más rápido, la capacidad se reducirá.

Temperatura, Otro factor que influye en la capacidad es la temperatura de la batería y la

de su ambiente. El comportamiento de una batería se cataloga a una temperatura de 27

grados. Temperaturas más bajas reducen su capacidad significativamente. Temperaturas

más altas producen un ligero aumento de su capacidad, pero esto puede incrementar la

pérdida de agua y disminuir el número de ciclos de vida de la batería.

2.2.1.3.3 Profundidad de descarga

La profundidad de descarga es el porcentaje de la capacidad total de la batería que es

utilizada durante un ciclo de carga/descarga. Las baterías de ciclo poco profundo se diseñan

para descargas del 10 al 25% de su capacidad total en cada ciclo. La mayoría de las baterías

de ciclo profundo fabricadas para aplicaciones fotovoltaicas se diseñan para descargas de

hasta un 80% de su capacidad, sin dañarse. Los fabricantes de baterías de Níquel-Cadmio

aseguran que pueden ser totalmente descargadas sin daño alguno.

La profundidad de la descarga afecta incluso a las baterías de ciclo profundo, cuanto mayor

es la descarga, menor es el número de ciclos de carga que la batería puede tener.

50

2.2.1.4 Regulador de Carga

La función primaria del regulador es proteger a la batería de sobrecargas o descargas

excesivas. Cualquier instalación que utilice cargas impredecibles, intervención del usuario,

sistema de acumulación, o cualquier otra característica que pueda sobrecargar o descargar

excesivamente la batería, requiere un regulador de carga. La falta del mismo puede

ocasionar reducción de la vida útil de la batería y de la disponibilidad de carga.

Los sistemas con cargas pequeñas, predecibles y continuas pueden diseñarse para funcionar

sin necesidad de regulador. Si el sistema lleva un acumulador sobredimensionado y el

régimen de descarga nunca va a superar la profundidad de descarga crítica de la batería, se

puede prescindir del regulador.

2.2.1.4.1 Etapas para la regulación de la carga

2.2.1.4.1.1 Igualación

Permite la realización automática de cargas de igualación de los acumuladores tras un

periodo de tiempo en el que el estado de carga ha sido bajo, reduciendo al máximo el gaseo

en caso contrario.

2.2.1.4.1.2 Carga Profunda

Tras la igualación, el sistema de regulación permite la entrada de corriente de carga a los

acumuladores sin interrupción hasta alcanzar el punto de tensión final de la carga. Cuando

se alcanza la tensión final de carga, la batería alcanza un nivel de carga próximo al 90% de

su capacidad y en la siguiente fase se completara la carga.

51

2.2.1.4.1.3 Carga final y flotación

La carga final del acumulador se realiza estableciendo una zona de actuación del sistema de

regulación dentro de lo que se denomina Banda de Flotación Dinámica, que es un rango de

tensión cuyo valor máximo y mínimo se fijan entre la tensión final de la carga y la tensión

nomina +10% aproximadamente. Una vez alcanzado el valor de voltaje de plena carga de la

batería, el regulador inyecta una corriente pequeña para mantenerla a plena carga, es decir,

inyecta corriente de flotación, la cual se encarga de mantener la batería a plena carga y

cuando no se consuma energía se emplea en compensar la autodescarga de las baterías.

2.2.1.5 Inversor

El inversor es una pieza fundamental en la instalación eléctrica fotovoltaica, ya que permite

la conversión de la energía generada por los paneles fotovoltaicos de corriente continua, a

corriente alterna, para este caso, a 120VAC, con una frecuencia de 60 Hz.

La conversión de corriente continua en alterna puede realizarse de diversas formas

dependiendo de cuánta es la necesidad de que la onda de salida sea de forma sinusoidal. Por

ejemplo, para conectar un sistema de generación solar fotovoltaica a una red de distribución

eléctrica, debe ser sinusoidal, puesto que la corriente alterna suministrada por una compañía

eléctrica o por un generador a diesel o gasolina, tiene forma sinusoidal.

2.2.1.5.1 Tipos de Inversores

2.2.1.5.1.1 Inversores de onda cuadrada

Suelen distinguirse tres configuraciones o topologías de inversores: con transformador de

toma media (push-pull), con batería de toma media (medio puente) y configuración en

52

puente completo, para realizar la inversión de corriente continua a alterna.

El inversor en puente completo está formado por 4 interruptores de potencia controlados

por transistores MOSFETs o IBGTs, tal y como se muestra en la figura 2.6.

Figura 2.6 Diagrama de puente completo23.

Cuando los interruptores S1 y S2 se encuentran cerrados el voltaje que pasa es positivo

+Vcc, y cuando los interruptores S3 y S4 se encuentran cerrados el voltaje que pasa es

negativo –Vcc.

Figura 2.7 Tensión de salida de un inversor de onda cuadrada24.

2.2.1.5.1.2 Inversores de onda senoidal modificada

Son más sofisticados y costosos que los inversores de onda cuadrada y utilizan técnicas de

23 Muhammad H. Rashid, “Electrónica de Potencia”, 2001, p 360. 24 Idem 23, p360.

53

modulación de ancho de impulso. El ancho de la onda es modificado para acercar la onda lo

más posible a una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero

es muy parecida. El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada.

La figura 2.8 muestra un control de onda cuadrada modulada, donde la forma de onda se

asemeja más a una forma sinusoidal.

Figura 2.8 Tensión de salida controlada por modulación por onda casi-cuadrada25.

La figura 2.9 muestra una modulación por ancho de pulsos, también llamada PWM, que es

una técnica en la que se modifica el ciclo de trabajo de una señal periódica, senoidal o

cuadrada, ya sea para transmitir información a través de un canal de comunicaciones o para

controlar la cantidad de energía que se envía a una carga.

Figura 2.9 Generación de onda por medio de PWM26.

25 Muhammad H. Rashid, “Electrónica de Potencia”, 2001, p 376. 26 Idem 25, p 376.

54

2.2.1.5.1.3 Inversores de onda senoidal

Con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura, con una

eficiencia del 90% o más, dependiendo de la potencia. Sin embargo su costo es mayor que

el de los inversores nombrados antes.

Figura 2.10 Generación de onda sinusoidal pura27.

2.2.1.5.2 Características requeridas

Estructura adecuada para ser conectado al circuito de distribución eléctrica y funcionar a

partir de un generador fotovoltaico. No generar niveles altos de ruido.

Durante los periodos nocturnos el inversor debe permanecer estático vigilando los valores

de tensión de la red y del generador fotovoltaico. Al amanecer, la tensión del generador

aumenta, lo que pone en funcionamiento al inversor, que comienza a inyectar corriente en

la red eléctrica.

Debe estar protegido frente a situaciones como: Fallo en la red eléctrica, Tensión de red

fuera de rango. Frecuencia de red fuera de los límites de trabajo. Temperatura del inversor

elevada. Tensión del generador fotovoltaico baja o intensidad del generador fotovoltaico

insuficiente.

27 Muhammad H. Rashid, “Electrónica de Potencia”, 2001, p 378.

55

2.3 ESTUDIO DE LA DISPONIBILIDAD DEL RECURSO SOLAR EN EL

CAMPO REPSOL-NPF.

2.3.1 Determinación de la radiación solar en el Campo NPF

Los siguientes datos fueron tomados del Atlas Solar del CONELEC, de las tablas de

irradiación mensual que existió durante el año 2011, en la Provincia de Orellana, dentro de

la cual se encuentra el Campo REPSOL’NPF, en estudio, cuyos datos se muestran en la

Tabla 2.2:

Tabla 2.2 Radiación en la Provincia de Orellana en el año 201128.

mes Irradiación (Wh/m2)

Enero 5300

Febrero 5100

Marzo 5300

Abril 4875

Mayo 5350

Junio 4500

Julio 4800

Agosto 5350

Septiembre 6300

Octubre 5900

Noviembre 5900

Diciembre 6000

Promedio 5389.58

2.3.2 Determinación de la irradiancia en el Campo NPF

Para obtener la irradiancia, se ha empleado el modelo matemático de Amstrong Page, con

datos proporcionados por el INAMHI, mediante la ecuación 2.1:

28 CONELEC, “MAPA SOLAR, Provincia de Orellana”, 2011.

56

퐼 = 퐼푎 푎 + 푏 ec. 2.129

Donde:

I, irradiancia terrestre, que llega a la provincia de Orellana

Ia, 1367 W/m2, constante de irradiancia extraterrestre.

n, brillo solar promedio mensual en la provincia de Orellana.

N, longitud día, es decir, horas de presencia de radiación solar al día.

a, denominado también es un coeficiente de ajuste relacionado con el tamaño de los

aerosoles.

b, llamado también es el coeficiente de turbidez de Ångström, con valores mínimos para

una atmósfera muy limpia y hasta 0.6 para una atmósfera muy turbia.

Cabe decir que los valores de a y de b varían en función de varios factores como: latitud,

albedo, altura de la estación, altura solar media, concentración de vapor de agua,

concentración de polución natural o artificial. Idealmente a + b = 1, considerando que la

heliofanía relativa unitaria indica que no hay nubes opacas en el cielo, por lo que puede

haber nubes tenues que aparten al día de su claridad y que no provoquen la nulidad del

registro del heliógrafo [5].

Se tomará de referencia las contantes climáticas para la región costa, a = 0,28; b = 0,54.

Resolución de la ecuación 2.1:

퐼 = 1367 푊/푚2 0,28 + 0,544,9ℎ12ℎ

퐼 = ퟔퟖퟒ 푾/풎ퟐ

29 Ecuación de Amstrong Page, para el cálculo de la radiación terrestre en cualquier punto del planeta.

57

2.3.3 Determinación de la Heliofanía en el Campo NPF

A continuación se muestra los cálculos de las horas pico solares hps, mediante dos

métodos:

2.3.3.1 Valores de heliofanía en la Provincia de Orellana, proporcionados por el

INAMHI

Tabla 2.3 Heliofanía en la Provincia de Orellana30.

HELIOFANIA EFECTIVA MENSUAL

horas/mes)

mes/año 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Enero 208.9 136.9 164 108.5 178.8 158.2 132.9 127.7 148.4 85.6 168.3

Febrero 137.6 105.7 101 78.2 133 109.6 137.4 170.4 113.3 107.1 117.2

Marzo 95.5 105.8 86.5 46.8 58.5 99.6 91.3 90.7 90.9 95.1 132.4

Abril 104 97.2 98.1 55.2 104.7 83.7 120.4 91.5 102.8 77.3 101.5

Mayo 97 103.8 84.9 79.5 78.2 132.9 94 92.3 88.7 118.2 112.5

Junio 104.5 66.2 70.7 127.3 83 115.8 128.9 89.4 57.7 92.9 100.4

Julio 98.3 129.2 98.3 80.7 114.8 129.3 106.5 141.4 104 108.4 114.9

Agosto 152.6 111.5 132.5 119.9 130.7 134.8 135.3 131.1 155.5 147.1 130.8

Septiembre 131.8 159.7 138.6 111.8 133.3 120.9 153.9 155 95.8 151.5 184.2

Octubre 171.2 177.9 119.3 140.2 158.5 133.8 154.1 136.1 123 172 190

Noviembre 181.6 128.1 107.1 153.5 127.5 135.8 144.1 171.9 153.8 154.6 145.1

Diciembre 164.4 87.4 106.2 85.1 166.9 95.7 133.9 143.2 223.8 121.5 167.4

mínima 95.5 66.2 70.7 46.8 58.5 83.7 91.3 89.4 57.7 77.3 100.4

máxima 208.9 177.9 164 153.5 178.8 158.2 154.1 171.9 223.8 172 190

promedio 152.20 122.05 117.35 100.15 118.65 120.95 122.70 130.65 140.75 124.65 145.20

30 INAMHI, “Datos para la Provincia de Orellana del 2000 al 2010”, 2010.

58

De esta tabla, para el año 2010, se obtuvo 145,2 hps por mes y 4,9 hps al día.

2.3.3.2 Datos proporcionados por el CONELEC, para diseño de sistemas solares

fotovoltaicos

Para el cálculo de la heliofanía se empleará la ecuación simple 2.2 que se muestra a

continuación:

H (Wh/m2) = I (W/m2) ∗ hps (h) ec. 2.2

Donde:

H, irradiación promedio en la provincia de Orellana

I, constante de irradiancia que recibe la superficie terrestre

Hps, horas pico solares


hps =H (Wh/m2)I (W/m2)

hps =5389.58 (Wh/m2)

1000 (W/m2) = ퟓ,ퟑퟖ 퐡퐫퐬

Realizando un promedio entre ambos resultados: hps1 = 4,9 y hps2 = 5,38 se obtiene un

resultado de 5,14 hps.

2.3.4 Análisis de Energía y Radiación Solar mediante el Software CENSOL

El Centro de Estudios de la Energía Solar CENSOLAR de España, es pionero en el sector

de la formación técnica de profesionales en el campo de la energía solar. Durante sus ya

más de veintisiete años de experiencia ha puesto a disposición materiales didácticos que

constituyen claros referentes en el mundo de la energía solar.

59

Uno de estos referentes es el Curso de Proyectista Instalador de Energía Solar, que incluye

como parte de su material didáctico el programa informático CENSOL, el cual a más de ser

una herramienta de cálculo y dimensionado básico de instalaciones, se ha ido integrando a

las áreas de estudio y análisis del aprovechamiento energético de la radiación solar.

2.3.4.1 Módulos y características del programa CENSOL versión 5.0

CENSOL 5 es un referente de software para abordar el estudio de los sistemas de

aprovechamiento de la energía solar, comprender sus fundamentos, analizar su

comportamiento y realizar el dimensionado básico de instalaciones. CENSOL 5 es un

completo paquete informático que incluye 12 módulos específicos:

Figura 2.11 CENSOL 5.0, Ventana de inicio31.

2.3.4.1.1 Solar Fotovoltaica

Cálculo de las horas de sol pico en función de la inclinación y la orientación de los paneles.

Dimensionado y configuración de los subsistemas de captación y acumulación.

Análisis mensual de la fracción diaria de energía FV disponible y de la demanda de

consumo eléctrico. 31 CENSOL 5.0, Ventana de inicio.

60

Estimación de la generación FV anual en instalaciones de conexión a red.

Edición y reutilización de datos personalizados.

Gestión de archivos.

2.3.4.1.2 Solar Térmica ACS

Cálculo numérico mensual detallado correspondiente al método de Censolar.

Dimensionado de la superficie colectora, balance energético y aportación solar

correspondientes.

Estimación de las temperaturas máxima y residual de acumulación en función de la

superficie colectora, el volumen y la temperatura de acumulación.



2.3.4.1.3 Solar Térmica, piscinas

Dimensionado de la superficie colectora.

Influencia de las pérdidas energéticas y la temperatura deseada en el agua.



2.3.4.1.4 Análisis Económico

Cálculo del período de retorno de la inversión y la tasa de rentabilidad interna.

Análisis del efecto de considerar una subvención y un préstamo.

Cálculo anual de ahorros, ingresos, beneficios y demás.


61

2.3.4.1.5 Geometría Solar

Visualización tridimensional de la trayectoria aparente del Sol.

Cálculo de las coordenadas de azimut y altura.

Cálculo de la hora oficial.

2.3.4.1.6 Seguimiento Solar

Cuatro tipos de seguimiento: eje horizontal, eje vertical, eje inclinado y dos ejes.

Visualización tridimensional del posicionamiento de los paneles correspondiente a los

distintos tipos de seguimiento.

Cálculo y representación gráfica de los ángulos de rotación e incidencia.

Estimación de la fracción anual media de captación.

2.3.4.1.7 Sombras

Visualización tridimensional de la sombra, para cualquier latitud, hora y día del año.

Disposición con referencia horizontal y vertical.

Cálculo de la sombra proyectada sobre la superficie de apoyo y el elemento de captación.

2.3.4.1.8 Pérdidas por posición

Estimación, en un período determinado, de las pérdidas de captación debidas a la

inclinación y orientación de los captadores.

Representación gráfica de las pérdidas.

62

2.3.4.1.9 Pérdidas por sombreado

Estimación de las pérdidas anuales de captación debidas a la presencia de obstáculos, para

cualquier latitud, inclinación y orientación de los captadores.

Edición gráfica de obstáculos y superposición sobre la ventana solar.

2.3.4.1.10 Soleamiento

Análisis y representación gráfica de la irradiancia solar diaria y anual, para cualquier

latitud, inclinación y orientación de los captadores.

2.3.4.1.11 Iluminación de la Tierra

Visualización plana y tridimensional del efecto que la posición relativa Tierra-Sol produce

sobre la iluminación del globo terrestre, para cualquier hora y día del año.

2.3.4.1.12 Base de datos de radiación

Valor medio mensual de la radiación solar diaria incidente sobre superficie horizontal en

las principales localidades de países de todo el mundo.

2.3.4.2 Resultados obtenidos para el Campo REPSOL-NPF

Mediante un GPS, se obtuvo la ubicación geográfica del campamento REPSOL-NPF,

donde las coordenadas geográficas fueron: x: -0,906334, y: -76,247864; éstas coordenadas

deben ser convertidas a unidades de longitud y latitud para poder ser usadas en el software

CENSOL.

En la figura 2.12 se observa los resultados de esta conversión, que nos da una latitud de 0º y

una longitud de 157º 29`19”.

63

Figura 2.12 Cálculo de coordenadas geográficas32.

2.3.4.2.1 Geometría Solar, aplicada al Campo REPSOL-NPF

Al ingresar a la opción de Geometría Solar, se puede observar la trayectoria completa del

sol desde las 6am que aparece, hasta las 6pm que se oculta, según las coordenadas del lugar

que se ingrese, es decir, se observa el área al que cubren los rayos solares según la hora del

día. Otros valores a obtener son la hora oficial, las coordenadas de azimut y altura, como se

muestra en los siguientes gráficos:

Tabla 2.4 Resultados 7:00 33

Figura 2.13 Geometría Solar 7:00 34

32 G. Ortiz, “Programa para cálculo de coordenadas geográficas”, www.gabrielortiz.com 33 Tabla de resultados según CENSOL 5.0. 34 CENSOL 5.0, Geometría Solar.

Latitud +0º

Longitud +77º

Fecha Mayo 2

Hora Solar 07:00

Hora Oficial 12:04

Azimut -105º

Altura +14º

64





35 Tabla de resultados según CENSOL 5.0. 36 CENSOL 5.0, Geometría Solar. 37 Idem 35. 38 Idem 36.

Latitud +0º

Longitud +77º

Fecha Mayo 2

Hora Solar 12:00

Hora Oficial 17:04

Azimut -179º

Altura +75º

Latitud +0º

Longitud +77º

Fecha Mayo 2

Hora Solar 12:20

Hora Oficial 17:24

Azimut +162º

Altura +74º

65





2.3.4.2.2 Seguimiento Solar, aplicado al Campo REPSOL-NPF

La opción de seguimiento solar, permite observar de forma tridimensional la posición del 39 Tabla de resultados según CENSOL 5.0. 40 CENSOL 5.0, Geometría Solar. 41 Idem 39. 42 Idem 40.

Latitud +0º

Longitud +77º

Fecha Mayo 2

Hora Solar 15:20

Hora Oficial 20:24

Azimut +110º

Altura +30º

Latitud +0º

Longitud +77º

Fecha Mayo 2

Hora Solar 17:40

Hora Oficial 22:44

Azimut +105º

Altura +05º

66

panel solar según el tipo de seguimiento solar que consideremos, sin embargo para el

presente proyecto no se considera seguimiento solar.

Otros resultados que el programa nos facilita son la representación gráfica de los ángulos de

rotación e incidencia y la estimación de la fracción anual media de captación.

Figura 2.18 Seguimiento Solar 43.

Figura 2.19 Ángulo de rotación e incidencia diario 44.

43 CENSOL 5.0, Seguimiento Solar. 44 CENSOL 5.0, Ángulo de rotación e incidencia diario.

67

2.3.4.2.3 Iluminación de la Tierra, aplicada al Campo REPSOL-NPF

Al ingresar a la opción de Iluminación de la Tierra, se puede observar de forma

tridimensional el efecto de iluminación que se genera según la posición relativa entre la

Tierra y el sol, la cual varía según la hora del día y las coordenadas del sitio en estudio.

Figura 2.20 Iluminación de la Tierra 45.

2.3.4.2.4 Base de datos de radiación, en Ecuador

El programa CENSOL posee base de datos de radiación, de los principales países de mundo

y sus provincias. Nos muestra el valor medio mensual de la radiación solar diaria incidente

sobre la superficie horizontal de la provincia escogida.

45 CENSOL 5.0, Iluminación de la Tierra.

68

Figura 2.21 Base de datos de radiación en Ecuador, Latitud +0º 46.

2.4 ESTUDIO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL

SISTEMA DE ILUMINACIÓN DEL CAMPO NPF.

Para poder dimensionar el sistema de generación de energía fotovoltaica en el Campo NPF,

previamente se debe calcular la demanda de energía para los circuitos de iluminación. En

estos cálculos se incluirá la demanda de potencia y la demanda de energía, por ende las

horas de consumo diarias de cada área.

Lo que se busca es determinar la carga que representan los circuitos de iluminación

residencial e industrial del Campo NPF.

2.4.1 Cálculo de la carga de iluminación instalada

El cálculo de la carga de iluminación instalada se realiza mediante la Planilla para la 46 CENSOL 5.0, Base de datos de radiación en Ecuador.

69

determinación de demandas unitarias de diseño, de la Empresa Eléctrica Quito.

Su desarrollo se muestra en la Tabla 2.9, donde se emplean los siguientes parámetros:

Pn, Potencia nominal de las luminarias en Watios (W).

FFU, Factor de frecuencia de uso, es alto si la mayoría de usuarios posee dicho artefacto y

baja si sólo pocos usuarios los poseen. En este caso, el cálculo es considerado como un

único usuario, por lo que el FFU será del 100%.

FS, Factor de simultaneidad, es el coeficiente entre la potencia eléctrica máxima que puede

entregar una instalación y la potencia instalada, es decir, la suma de las potencias nominales

de todos los elementos que estarán encendidos al mismo tiempo, en este caso, la mayoría de

áreas requiere iluminación constantemente, en un periodo de hasta 24 hrs, es decir, 100%.

CIR, Carga instalada del consumidor representativo, en Watios (W), cuya ecuación es:

CIR = CANT ∗ Pn ∗ FFUn

100 ec 2.3

DMU, Demanda Máxima Unitaria, es el valor máximo de la potencia, que en un periodo de

15 minutos es suministrada al consumidor individual, en Watios (W), su ecuación es:

DMU = CIR ∗ FSn

100 ec 2.4

70

Tabla 2.9 Planilla para la determinación de demandas unitarias de diseño47.

EEQ S.A ESTUDIO DE CARGA Y DEMANDA FECHA : 12/03/2012

NOMBRE DEL PROYECTO: CIRCUITOS DE ILUMINACION- REPSOL NPF

ACTIVIDAD TIPO: PLANTA DE PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

LOCALIZACION: BLOQUE 16, PROVINCIA DE ORELLANA

USUARIO TIPO: INDUSTRIAL

NUMERO DE USUARIOS: 1 (UNO) 1

PLANILLA PARA LA DETERMINACION DE DEMANDAS UNITARIAS DE DISEÑO

RENGLON

APARATOS ELECTRICOS Y DE ALUMBRADO FFUn (%) CIR (W) FSn

(%) DMU (W) DESCRIPCION CANT

. Pn(W)

1 Dispensario médico (2X32) 4 64 100 256 100 256 2 Gimnasio (2X32) 10 64 100 640 100 640 3 Cuarto de Monitoreo (2X32) 8 64 100 512 100 512 4 Comedor/ Cocina (3X32) 40 96 100 3840 100 3840 5 Dormitorios (60W) 250 60 100 15000 100 15000 6 Recreación (2X32) 8 64 100 512 100 512 7 Bodega de materiales (3X32) 20 96 100 1920 100 1920 8 Oficinas de Ingeniería (2X32) 100 64 100 6400 100 6400 9 Laboratorio de Químicos (2X32) 8 64 100 512 100 512 10 Cuarto de Control (3X32) 10 96 100 960 100 960 11 Control de Producción (3X32) 6 96 100 576 100 576 12 Edificio Control de turbinas (2X32) 12 64 100 768 100 768 13 Edificio de MCC y SWGR (3X32) 16 96 100 1536 100 1536 14 Edificio Mantenimiento (2X32) 20 64 100 1280 100 1280

TOTALES: 1052 34712.00 34712.00

Factor de Potencia FP: 1.00 Factor de demanda FDM = DMU/CIR: 1.00

DMU (KVA): 34.71 Demanda requerida: 11.77

Ti(%): 1.50 Capacidad del transformador: (1+Ti/100)^10 (Diez años): 1.16

DMUpL: 40.28

Demanda calculada: 11.77

Factor de sobrecarga: 1.00

47 EEQ, “Planilla para la determinación de demandas unitarias de diseño eléctrico”.

71

2.4.2 Cálculo de la Energía requerida en el sistema de iluminación

La energía total del sistema de iluminación se obtiene mediante las potencias individuales

ya calculadas y las horas de consumo al día de cada grupo de luminarias, dando así los

siguientes resultados mostrados en la tabla 2.10:

Tabla 2.10 Demanda del sistema de iluminación en el Campo NPF 48.

Area Potencia (W)

No. de luminarias

Consumo al día (h/día)

Potencia Total (W)

Energía Total (Wh/día)

Dispensario médico 2x32 4 10 256 2560

Gimnasio 2x32 10 5 640 3200

Cuarto de Monitoreo 2x32 8 24 512 12288

Comedor/ Cocina 3x32 40 18 3840 69120

Dormitorios 60 250 8 15000 120000 Recreación 2x32 8 5 512 2560

Bodega de materiales 3x32 20 10 1920 19200

Oficinas de Ingeniería 2x32 100 10 6400 64000

Laboratorio de Químicos 2x32 8 10 512 5120

Cuarto de Control 3x32 10 24 960 23040

Control de Producción 3x32 6 24 576 13824

Edificio Control de turbinas 2x32 12 24 768 18432

Edificio de MCC y SWGR 3x32 16 24 1536 36864

Edificio Mantenimiento 2x32 20 10 1280 12800

TOTAL: 34712 403008 W Wh/día

48 Demanda del sistema de iluminación en el Campo NPF, datos recopilados por la Autora.

72

2.4.3 Factor de Crecimiento de la Demanda, fc

Para determinar el crecimiento de la demanda, se tomó como referencia los datos

estadísticos proporcionados por el supervisor del departamento eléctrico de la planta, donde

se muestra el crecimiento de años pasados y la planificación de crecimiento en años por

venir. Se debe tomar en cuenta que estos datos son del consumo de energía eléctrica global

de todo el Bloque 16.

Tabla 2.11 Proyección de demanda de energía eléctrica en el Bloque 16, REPSOL49.

Año Demanda Energía Eléctrica

(KW)

Porcentaje de crecimiento

(%)

2010 200000 -

2011 240000 16.67

2012 288000 16.67

2013 345000 16.52

2014 414000 16.67

2015 490000 15.51

Por razones de crecimiento eléctrico y reserva se considerará un factor de crecimiento del

20%, fc = 1,20.

2.4.4 Factor Rendimiento Energético, fr

El rendimiento energético es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de

funcionamiento, para lo cual se calcula el factor de rendimiento energético mediante la

ecuación 2.5:

푓푟 = (1 − 푘푣 − 푘푏) ∗ 1− ∗ ec. 2.550

49 Datos proporcionados por el departamento técnico de REPSOL NPF.

73

Para el presente sistema, se considera varios factores para la pérdida de eficiencia, como:

kv, Pérdidas por temperatura, cableado, transmisión, efecto Joule y suciedad. El cable a

emplear debe poseer un coeficiente kv menor a 0,05.

kb, Eficiencia energética del acumulador, por lo que el sistema será dimensionado para

que las baterías no estén sometidas a descargas intensas, el kb será menor a 0,05.

ka, Eficiencia energética de las baterías, coeficiente de auto descarga diaria de las baterías

debe ser menor al 0,005.

pd, Profundidad de descarga diaria de las baterías, este valor no podrá ser mayor al 80%.

n, Días de autonomía del sistema, cuando no haya suficiente radiación o en un día nublado,

en el cual el Sistema Fotovoltaico deberá abastecer la demanda, este valor n será de 1 día.


푓푟 = (1 − 0,05− 0,05) ∗ 1−1 ∗ 0,005

0,8

푓푟 = 0,8943

2.4.5 Consumo Energético Diario

El consumo diario Ed es la carga del sistema por hora, durante un día (Wh/día), es decir, la

Potencia instalada por las horas de demanda de dicha potencia, por el factor de crecimiento,

o dicho de otra forma, la Energía diaria por el factor de crecimiento, la ecuación a utilizar

es la ecuación 2.6:

퐸푑 = 퐸 ∗ 푓푐 ec. 2.651

Donde:

50 Ecuación para calcular el factor de rendimiento energético. 51 Ecuación para calcular del consumo energético diario.

74

Ed, Consumo energético diario.

E, Energía total del sistema de iluminación.

fc, factor de crecimiento.


퐸푑 = 403008 푊ℎ/푑í푎 ∗ 1,20

퐸푑 = 483609,6 푊ℎ/푑í푎

Este consumo diario Ed es un consumo teórico, por lo que se debe hacer la relación con el

factor de rendimiento fr, para obtener el consumo diario real Er:

Er =퐸푑푓푟 ec. 2.752

Er =483609,6 푊ℎ/푑í푎

0,8943

퐄퐫 = ퟓퟒퟎퟕퟐퟑ 푾풉/풅í풂

52 Ecuación para calcular del consumo energético diario real.

75

CAPÍTULO III

DISEÑO DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO PARA LA PLANTA DE

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS REPSOL-NPF

El diseño del sistema solar fotovoltaico, tiene como objetivo el dimensionar todos los

elementos que formarán parte de este sistema, adaptados a la demanda de energía eléctrica

y requerimientos del cliente, para escoger las características y especificaciones técnicas

adecuadas de cada elemento. Además se hace necesario dar al cliente una propuesta de la

distribución, ubicación y conexionado de los elementos y la selección de un lugar donde se

instalará el sistema.

3.1 AMPERIOS-HORA REQUERIDOS PARA EL SISTEMA

Es indispensable el cálculo del banco de baterías, puesto que de él dependerá el

abastecimiento de energía en las horas en que ya no haya radiación solar, que está

considerado que su autonomía sea de 24 horas.

퐼푏 =퐸푟 ∗ 푛

푉푠푖푠푡푒푚푎 ∗ 푝푑 푒푐. 3.153

Donde:

Ib, Amperios–hora requeridos en el banco de baterías.

Er, consumo diario real.

53 Ecuación para calcular los amperios-horas requeridos para el banco de baterías.

76

Vsistema, Voltaje de funcionamiento del sistema.

n, días de autonomía del sistema.

pd, profundidad de descarga diaria de las baterías seleccionadas.


퐼푏 =540723 푊ℎ ∗ 1(푑í푎)

48푉 ∗ 0,8

퐼푏 = ퟏퟒퟎퟖퟏ 푨풉

3.2 CORRIENTE PICO DEL SISTEMA

Es indispensable conocer la corriente máxima que circulará en el sistema para poder

realizar el dimensionamiento de las protecciones y conductores. La corriente máxima es la

relación entre los Amperios hora del banco de baterías y las hps del peor mes del año, como

se muestra en la ecuación 3.2.

Se selecciona el mes con menor radiación del año para estar cubiertos cuando los niveles de

radiación sean mínimos y de esta forma poder abastecer a toda la carga. De acuerdo a la

Tabla 2.3 Heliofanía en la Provincia de Orellana, el peor mes del año es junio, con 100,4

hps mensuales, de donde se obtiene: 3,4 hps al día.

퐼푝푠 =퐼푏

ℎ푝푠 푚í푛푖푚푎푠 푒푐. 3.254

Donde:

Ips, corriente máxima del sistema. 54 Ecuación para calcular los amperios-horas requeridos para el banco de baterías.

77

hps mínimas, horas pico solares del peor mes del año,


퐼푝푠 =14081 퐴ℎ

3.4 ℎ

퐼푝푠 = ퟒퟏퟒퟏ,ퟓ 푨


FOTOVOLTAICO PARA REPSOL-NPF

3.3.1 PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS

3.3.1.1 Determinación del número de paneles solares

El número de paneles dependerá de las horas pico solares, irradiación en la Zona donde se

instalará el sistema fotovoltaico y la potencia pico del panel escogido, como muestra la

ecuación 3.3:

푇푝푎푛푒푙푒푠 =퐸푟

푊푝 ∗ ℎ푝푠 푒푐. 3.355

Donde:

Tpaneles, número total de paneles a instalar.

Wp, potencia nominal de trabajo de los paneles.

hps, horas pico solares promedio.

55 Ecuación para calcular los amperios-horas requeridos para el banco de baterías.

78


푇푝푎푛푒푙푒푠 =540723 푊ℎ/푑í푎

250 푊 ∗ 5,14ℎ/푑í푎

푇푝푎푛푒푙푒푠 = ퟒퟐퟎ 풑풂풏풆풍풆풔

3.3.1.2 Características del panel solar seleccionado

Los paneles a instalar serán policristalinos, con las siguientes características:

Rango de tolerancia de potencia de trabajo: +- 5W.

Alta resistencia de impactos mecánicos, diseñados para soportar elevados impactos de

viento (2400Pa), cumpliendo con la norma IEC 61215.

Alta tolerancia de espaciamiento entre celdas de +- 0,35mm.

Calidad continua del panel.

Figura 3.1 Panel solar monocristalino56.

Parámetros eléctricos:

Máximo rango de potencia STC (Standard Test Conditions): 250W

Voltaje el circuito abierto Voc: 37,3V

56 Panel TALESUN.

79

Voltaje a la máxima potencia Vmp: 30,1V

Corriente a la máxima potencia Imp: 8,31A

Corriente de coto circuito Isc: 8,78A [9].

3.3.1.3 Arreglo de los paneles solares

Para la distribución de los paneles y su conexión en serie/paralelo, se tomarán los valores

de los paneles que fueron seleccionados acorde a los requerimientos del sistema solar

fotovoltaico para la Planta REPSOL-YPF.

3.3.1.3.1 Arreglo de paneles conectados en serie, Módulos

Para éste cálculo se emplea la ecuación 3.4:

푃푠푒푟푖푒 =푉푠푖푠푡푒푚푎푉푝푎푛푒푙 푒푐. 3.457

Donde:

Pserie, número de paneles que serán conectados en serie.

Vpanel, Tensión nominal del panel solar seleccionado.


푃푠푒푟푖푒 = 48푉

30,1푉

푃푠푒푟푖푒 = 1,6 = ퟐ 풑풂풏풆풍풆풔

3.3.1.3.2 Arreglo de módulos conectados en paralelo

El número total de paneles, es el producto de paneles conectados en paralelo por los

módulos, de esta forma se tiene la ecuación 3.5 para la resolución:

푇푝푎푛푒푙푒푠 = 푃푝푎푟푎푙푒표 ∗ 푃푠푒푟푖푒 푒푐. 3.558 57 Ecuación para calcular los paneles en conexión serie.

80

Donde:

Pparalelo, número de módulos conectados en paralelo.


푃푝푎푟푎푙푒푙표 =푇푝푎푛푒푙푒푠푃푠푒푟푖푒

푃푝푎푟푎푙푒푙표 =420 푝푎푛푒푙푒푠

2

푃푝푎푟푎푙푒푙표 = ퟐퟏퟎ 품풓풖풑풐풔

3.3.1.4 Dimensiones del espacio físico del arreglo

Las dimensiones de los paneles seleccionados son de: 1640 x 990 x 40 mm. Cada panel

poseerá 60 celdas fotovoltaicas en arreglos de 6 x 10. Una vez conocido el número de

paneles a instalar y sus conexiones, se puede tener un aproximado de las dimensiones que

ocupará el arreglo de paneles:

퐴푛푐ℎ표 푑푒푙 푎푟푟푒푔푙표 = 푎푛푐ℎ표 푑푒푙 푝푎푛푒푙 ∗ 푃푠푒푟푖푒

= 1640 푚푚 ∗ 2 = 3280푚푚

= 3,28 푚

퐿푎푟푔표 푑푒푙 푎푟푟푒푔푙표 = 푙푎푟푔표 푑푒푙 푝푎푛푒푙 ∗ 푃푝푎푟푎푙푒푙표

= 990 푚푚 ∗ 210 = 207900푚푚

= 208 푚

58 Ecuación para calcular los arreglos en conexión paralelo.

81

La instalación se la realizaría en un espacio abierto de aproximadamente 15000m2, sin

embargo para aprovechar mejor el espacio y causar el menor impacto ambiental posible, se

lo distribuirá en cuatro grupos: dos grupos de 52 arreglos en paralelo y dos grupos de 53

arreglos en paralelo, obteniendo la distribución que se muestra en la figura 3.2.

퐴푛푐ℎ표 푡표푡푎푙 = 푎푛푐ℎ표 푑푒푙 푝푎푛푒푙 ∗ 푃푝푎푟푎푙푒푙표 = 51480푚푚

= 990 푚푚 ∗ 53 = 52470푚푚

= 52,5 푚

퐿푎푟푔표 푡표푡푎푙 = 푙푎푟푔표 푑푒푙 푝푎푛푒푙 ∗ 푃푠푒푟푖푒 ∗ 푔푟푢푝표푠

= 1640 푚푚 ∗ 2 ∗ 4 = 13120푚푚

= 13,12 푚

Figura 3.2 Arreglo de paneles solares59.

3.3.2 SISTEMA DE ACUMULACIÓN- BANCO DE BATERIAS

3.3.2.1 Determinación de la capacidad del banco baterías

La determinación de la capacidad del sistema de acumulación, está en función de los

59 Esquema del Arreglo de paneles solares, realizado por la Autora.

82

Amperios-hora ya calculados, que nos dará una autonomía de 24 horas, en caso de haber un

día completamente nublado que impidiera a los paneles solares recibir radiación o por

cuestiones de mantenimiento. De esta forma, la capacidad nominal del banco de baterías es

el producto de la carga total diaria por los días de reserva, como indica la ecuación 3.6.

퐼푏푛 = 퐼푏 ∗ 푛 푒푐. 3.660

Donde:

Ibn, capacidad nominal del banco de baterías.


퐼푏푛 = 14081 퐴ℎ ∗ 1푑í푎

퐼푏푛 = ퟏퟒퟎퟖퟏ푨풉

3.3.2.2 Características de las baterías seleccionadas

Las baterías a instalar deberán ser de Plomo Acido, construidas bajo la Norma IEEE 450,

con las siguientes características:

Material activo de las placas apto para descargas profundas.

Deben tolerar un amplio rango de temperaturas.

Ser diseñadas para instalaciones de energía fotovoltaica donde el ciclado es frecuente.

Bajo consumo de agua destilada y bajo mantenimiento.

Especificaciones Técnicas:

Tensión nominal: 12V

60 Ecuación para calcular la capacidad nominal del banco de baterías.

83

Tensión a circuito abierto (a plena carga): 12,80 V

Capacidad nominal: 220 Ah

Corriente nominal de carga: 22A

Profundidad máxima de descarga: 80%

Autodescarga mensual: menor al 4%

Cabe mencionar que para los cálculo de Consumo Energético Diario real Er y factor de

rendimiento energético fr, se tomó en cuenta la profundidad de descarga diaria de la batería

pd = 80%, que es una característica de la batería seleccionada, dada por el fabricante [10].

Figura 3.3 Batería de plomo ácido61. Figura 3.4 Estructura de la Batería62.

Tabla 3.1 Parámetros de la batería63.

Modelo Tensión nominal

Tensión circuito abierto

Capacidad nominal, 100hs, 1.75VPC, 25C

Dimensiones (mm) Peso (Kg) largo ancho alto

YS 12-220 12V 12,8V 220Ah 517 278 265 54,3

61 Batería marca EXIDE, 220Ah. 62 EXIDE, “Hoja técnica de la batería EXIDE, YS 12-220”. 63 Idem 62.

84

3.3.2.3 Arreglo del banco de baterías

Para el arreglo y forma de conexión del banco de baterías, se tomarán los valores de las

baterías que fueron seleccionados acorde a los requerimientos del sistema solar fotovoltaico

para la Planta REPSOL-YPF.

3.3.2.3.1 Arreglo de baterías en serie

El arreglo de baterías en serie, se obtiene mediante la relación entre la tensión nominal del

sistema y la tensión nominal de la batería, indicada en la ecuación 3.7.

퐵푠푒푟푖푒 =푉푠푖푠푡푒푚푎

푉푛 푒푐. 3.764

Donde:

Bserie, número de baterías a conectarse en serie.

Vn, Tensión nominal de la batería dada por el fabricante.


퐵푠푒푟푖푒 =48푉12푉

퐵푠푒푟푖푒 = ퟒ 풃풂풕풆풓í풂풔

3.3.2.3.2 Arreglo de baterías en paralelo

Es el número de grupos de baterías en serie, que serán conectadas en paralelo, que

corresponde a la relación entre la Capacidad nominal del banco de baterías Ibn y la

capacidad nominal de cada batería In, como muestra la ecuación 3.8. 64 Ecuación para calcular el arreglo de baterías en serie.

85

퐵푝푎푟푎푙푒푙표 =퐼푏푛퐼푛 푒푐. 3.865

Donde:

In, Capacidad nominal de la batería dada por el fabricante.


퐵푝푎푟푎푙푒푙표 =14081퐴ℎ

220퐴ℎ

퐵푝푎푟푎푙푒푙표 = ퟔퟒ 품풓풖풑풐풔

3.3.2.3.3 Número total de baterías

Una vez conocido en número de baterías a ser conectadas en serie, y este grupo a la vez en

paralelo, se puede conocer el número total de baterías que conformarán el banco de

baterías para el sistema de respaldo, empleando la ecuación 3.9.

푇푏푎푡푒푟푖푎푠 = 퐵푝푎푟푎푙푒푙표 ∗ 퐵푠푒푟푖푒 푒푐. 3.966

Donde:

Tbaterías, número total de baterías que conformarán el banco de respaldo.


푇푏푎푡푒푟푖푎푠 = 64 ∗ 4 = ퟐퟓퟔ 풃풂풕풆풓풊풂풔

65 Ecuación para calcular el arreglo de baterías en paralelo. 66 Ecuación para calcular el banco de baterías.

86

3.3.2.4 Dimensiones del espacio que ocupará el banco de baterías

Las dimensiones de las baterías seleccionadas son: 517 x 278 x 265mm.

El banco de baterías irá distribuido en 10 repisas de hierro forjado, de 400 x 50 x 55 (ancho,

alto, profundidad) cm, de 2 pisos cada uno, máximo 26 baterías en cada repisa.

3.3.3 INVERSOR DE CORRIENTE

3.3.3.1 Determinación de la potencia necesaria de los inversores

La capacidad total de los inversores deberá ser dimensionada con una potencia superior a la

carga máxima continua de todo el sistema de iluminación, para asegurar su funcionamiento.

Dado que la carga máxima del sistema de iluminación es Psistema = 34712 W, la potencia

total de los inversores a dimensionar será de 35000 W.

Posteriormente, se podrá calcular el número de inversores que serán necesarios en la

instalación para abastecer esta potencia.

3.3.3.2 Características de los inversores seleccionados

Se emplearán inversores que, a partir de la señal del banco de baterías de 48VDC, la

conviertan en una onda senoidal modificada autorregulada de 110-120VAC eficaces.

El inversor debe funcionar como cargador de baterías, cuando reciba la alimentación desde

las celdas fotovoltaicas, y cuando esta alimentación se corte pase a funcionar como inversor

de forma automática.

En modo Inversor, debe soportar potencias constantes de 2500VA a 7000VA de potencia

pico. Deben tener la capacidad de suministrar energía no sólo al sistema de iluminación

87

sino a artefactos eléctricos y electrónicos como: luces, computadoras, máquinas,

herramientas, entre otras.

En modo Cargador, debe suministrar una corriente de carga que varía de 45A a 60A, que

sumado al control electrónico de carga en tres estados, permita realizar tomar carga de

forma rápida sin dañar las baterías, preservando así su vida útil.

Debe contar con un modo de ecualización que permita devolver a las baterías su capacidad

de acumulación, aumentar su eficiencia y extender aún más su vida útil.

3.3.3.2.1 Especificaciones técnicas:

Tensión de salida: 110-120VACrms

Forma de onda: seniodal

Potencia continua: 1800W

Potencia máxima: 5000W

Frecuencia nominal: 60Hz

Corriente de salida nominal: 16,4 AC

Eficiencia pico: 95%

Entrada nominal: 18-48VDC [11]

3.3.3.3 Número de inversores necesarios para el sistema

Para el cálculo del número total de inversores, se repartirá la potencia total del sistema en

varios inversores, tomando en cuenta la potencia máxima de trabajo del inversor

seleccionado, empleando la ecuación 3.10:

푇푖푛푣푒푟푠표푟푒푠 =푃푠푖푠푡푒푚푎푃푖푛푣푒푟푠표푟 푒푐. 3.1067

88

Donde:

Tinversores, número total de inversores a instalar.

Psistema, Potencia total del sistema.

Pinversor, Capacidad máxima del inversor.


푇푖푛푣푒푟푠표푟푒푠 = 35000푊5000푊

푇푖푛푣푒푟푠표푟푒푠 = ퟕ 풊풏풗풆풓풔풐풓풆풔

3.3.3.4 Espacio que ocuparán los inversores

Los inversores seleccionados poseen las siguientes dimensiones: 17 x 45 x 25cm, para tener

una menor distancia y no aumentar el número de tableros, se colocará a cada inversor en el

mismo rack de sus reguladores asignados.

3.3.4 REGULADOR – CONTROLADOR DE CARGA

3.3.4.1 Características del regulador de carga seleccionado

El regulador de carga debe cumplir con las características requeridas para el sistema solar

fotovoltaico y presentar las siguientes especificaciones técnicas:

Controlador fotovoltaico (FV) que rastree el punto de potencia eléctrica máxima de un

campo FV con el fin de cargar las baterías mediante la máxima intensidad disponible.

67 Ecuación para calcular los inversores necesarios para la potencia del sistema.

89

Durante la carga debe regular la tensión e intensidad de salida de las baterías según la

cantidad de energía disponible proveniente del campo FV y el nivel de carga de las baterías.

Voltaje preconfigurado del sistema de baterías: 12, 24, 36, 48, 60VDC.

Voltaje máximo a circuito abierto del panel: 120 VDC.

Rango de temperatura de operación: -40 a 60ºC.

Corriente de salid, Iregulador = 60ADC. [12]

3.3.4.2 Número total de reguladores

Para el dimensionamiento de los reguladores de carga se emplearán algunos valores ya

calculados y otros que son dados por el fabricante, mediante la ecuación 3.11:

푇푟푒푔푢푙푎푑표푟푒푠 =퐼푝푠

퐼푟푒푔푢푙푎푑표푟 푒푐. 3.1168

Donde:

Iregulador, Capacidad máxima pico CA del controlador.


푇푟푒푔푢푙푎푑표푟푒푠 =4141,5퐴

60퐴 = 69

푇푟푒푔푢푙푎푑표푟푒푠 = ퟕퟎ 풓풆품풖풍풂풅풐풓풆풔

3.3.4.3 Dimensiones del espacio para los reguladores

Las dimensiones de cada regulador son: 368 x 146 x 138mm, se los colocará en 7 racks de

80 x 80 x 50 (ancho, alto, profundidad) cm, de 3 pisos. En cada tablero se colocará 10

reguladores y un inversor de corriente.

68 Ecuación para calcular el número de reguladores necesarios.

90

3.4 AGRUPACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA

Para el óptimo funcionamiento del sistema solar fotovoltaico, se debe tomar en cuenta no

sólo las características con que fueron dimensionados cada elemento, sino que se los debe

agrupar de forma equilibrada, esto es, por cada inversor que posee el sistema, se ubicará

igual número de paneles solares, bancos de baterías y reguladores de carga.

Esto además ayudará posteriormente a la distribución física de los elementos en el espacio

destinado para la instalación del sistema fotovoltaico. La tabla 3.2 presenta un resumen de

la cantidad de elementos calculados para el sistema fotovoltaico:

Tabla 3.2 Número de elementos calculados69.

PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS

En serie 2 En paralelo 210

Total 420

BANCO DE BATERIAS En serie 4

En paralelo 64 Total 256

INVERSORES Total 7

REGULADORES

Total 70 Por tanto se debe recalcular los elementos y organizarlos en siete grupos, por cuanto se

posee siete inversores de corriente, se debe tomar en cuenta que los paneles solares se

agruparan de 2 en conexión serie y las baterías se agrupan de 4 en conexión serie.

Esta agrupación de los elementos se muestra en la tabla 3.3.

69 Cálculos del número de elementos, realizado por la Autora.

91

Tabla 3.3 Distribución de los elementos70.

PANELES BATERIAS REGULADORES

INVERSOR 1 2 x 30 60 4 x 9 36 10

INVERSOR 2 2 x 30 60 4 x 9 36 10

INVERSOR 3 2 x 30 60 4 x 9 36 10

INVERSOR 4 2 x 30 60 4 x 9 36 10

INVERSOR 5 2 x 30 60 4 x 9 36 10

INVERSOR 6 2 x 30 60 4 x 9 36 10

INVERSOR 7 2 x 30 60 4 x 9 36 10

TOTAL 420 252 70

El número de paneles solares se conserva en 420 y los reguladores en 70, y para mantener

el equilibrio de los grupos y dado que las baterías se agrupan 4 en serie, se emplearán 252

baterías y no 256, lo cual implica únicamente una diferencia del 1.5% en la cargabilidad del

banco de baterías, que no es representativo, puesto que todos los elementos están

sobredimensionados en relación a la potencia total y a la corriente pico del sistema.

3.5 DISTANCIAS DE CONDUCTORES ENTRE ELEMENTOS

Tras saber la agrupación que tendrán los elementos del sistema solar fotovoltaico, se debe

estimar un valor lo más exacto posible, de las distancias de separación entre todos los

elementos: entre paneles, paneles y reguladores, regulador y el banco de baterías, regulador

e inversor y finalmente entre el inversor y el tablero de transferencia automática. Cabe decir

que existirán 7 grupos, como ya se calculó, cuyas distancias serán iguales para todos.

70 Distribución de los elementos, realizado por la Autora.

92

3.5.1 Conductores entre paneles solares

Cada grupo constará de 60 paneles, agrupados 2 en conexión serie y 30 agrupaciones en

paralelo. De esta forma, los conductores de mayor distancia serán:

퐶표푛푑푢푐푡표푟푒푠 푒푛푡푟푒 푝푎푛푒푙푒푠 = 푎푛푐ℎ표 푑푒 푝푎푛푒푙푒푠 ∗ 푃 푝푎푟푎푙푒푙표

= 990푚푚 ∗ 30

= 29700 푚푚 = 29,7푚

3.5.2 Conductores entre paneles y reguladores de carga

Los tableros de los reguladores se ubicará a aproximadamente 4 metros de distancia de los

paneles, por tanto la máxima distancia de los conductores será:

퐶표푛푑푢푐푡표푟푒푠 푒푛푡푟푒 푝푎푛푒푙푒푠 푦 푟푒푔푢푙푎푑표푟푒푠 = 푑 ℎ표푟푖푧표푛푡푎푙 + 푑max푣푒푟푡푖푐푎푙

= (400푐푚 + 80푐푚) + 80푐푚

= 560푐푚 = 5,6푚

3.5.3 Conductores entre reguladores de carga y banco de baterías

Los tableros de baterías estarán a aproximadamente 2 metros de los reguladores, por tanto

la máxima distancia de los conductores será:

퐶표푛푑푢푐푡표푟푒푠 푒푛푡푟푒 푟푒푔푢푙푎푑표푟푒푠 푦 푏푎푡푒푟푖푎푠 = 푑 ℎ표푟푖푧표푛푡푎푙 + 푑max푣푒푟푡푖푐푎푙

= (200푐푚 + 170푐푚) + 150푐푚

= 520푐푚 = 5,2푚

3.5.4 Conductores entre reguladores e inversor de corriente

Los inversores se ubicarán junto a los tableros de los reguladores, por lo que la distancia

horizontal no será mayor a 1 metro.

93

퐶표푛푑푢푐푡표푟푒푠 푒푛푡푟푒 푟푒푔푢푙푎푑표푟푒푠 푒 푖푛푣푒푟푠표푟 = 푑 ℎ표푟푖푧표푛푡푎푙 + 푑max푣푒푟푡푖푐푎푙

= (100푐푚 + 50푐푚) + 100푐푚

= 250푐푚 = 2,5푚

3.5.5 Conductores entre inversor y tablero de transferencia

El tablero de transferencia y distribución se encuentran en la cámara de transformación, el

sistema fotovoltaico está propuesto para ser instalado es un espacio ubicado a unos 10

metros de la cámara de transformación, por tanto esta distancia no será más de 20 metros.

3.6 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CONSUMO

A continuación se realiza el cálculo de la corriente de carga total del sistema de iluminación

y las corrientes de carga para cada uno de los 7 grupos de inversores.

3.6.1 Corriente de la carga total del sistema

Se obtiene mediante la relación de la Potencia total del sistema y el voltaje en AC del

sistema de iluminación. El Breaker principal será dimensionado con esta corriente,

calculada mediante la ecuación 3.12.

퐼푠푖푠푡푒푚푎 =푃푠푖푠푡푒푚푎

푉푖푙푢푚푖푛푎푐푖ó푛 푒푐. 3.1271

Donde:

Isistema, corriente máxima de consumo de los circuitos de iluminación a bastecer.

Viluminación, voltaje en AC para alimentación del sistema de iluminación.

71 Ecuación para calcular la corriente total del sistema de iluminación.

94


퐼푠푖푠푡푒푚푎 = 35000푊

120푉

퐼푠푖푠푡푒푚푎 = ퟐퟗퟐ 푨

3.6.2 Corriente de carga para cada inversor

Debido a que el sistema poseerá siete inversores, se reparte entre éstos la carga total del

sistema, es decir, cada uno tomará 5000W de carga.

퐼푖푛푣푒푟푠표푟 =푃푖푛푣푒푟푠표푟

푉푖푙푢푚푖푛푎푐푖ó푛 푒푐. 3.1372

Donde:

Iinversor, corriente de carga de cada inversor.


퐼푖푛푣푒푟푠표푟 = 5000푊

120푉

퐼푖푛푣푒푟푠표푟 = ퟒퟏ,ퟔ 푨

3.6.3 Corriente de cada regulador de carga

El regulador de carga tendrá conexión directa con los paneles fotovoltaicos, con el banco de

baterías y con el inversor. La corriente del regulador se calcula mediante la ecuación 3.14,

que muestra la relación entre la corriente del inversor su factor de rendimiento.

72 Ecuación para calcular la corriente del inversor.

95

퐼푟푒푔푢푙푎푑표푟 = 퐼푖푛푣푒푟푠표푟 ∗ 퐹푟 푖푛푣 푒푐. 3.1473

Donde:

Iregulador, Corriente de carga para los reguladores.

Fr inv, Factor de rendimiento del inversor, el requerimiento es de más del 95% [11].


퐼푟푒푔푢푙푎푑표푟 = 41,6 퐴 ∗ 1,05

퐼푟푒푔푢푙푎푑표푟 = ퟒퟑ,ퟔퟖ 푨

Tabla 3.4 Corrientes y Longitud de los cables74.

Longitud del

cable (m)

Longitud con reserva

del 25% (m)

Corriente que debe

soportar el cable (A)

Conductor para conexión

entre paneles 29,7 37,125 43,68

Conductor entre

Paneles - Reguladores 5,6 7 43,68

Conductor entre

Reguladores- Baterías 5,2 6,5 43,68

Conductor entre

Reguladores- Inversor 2,5 3,125 43,68

Conductor entre

Inversor - Bk Principal 15 18,75 41,6

Conductor entre Bk Principal-

Tablero de Distribución 20 25 292

73 Ecuación para calcular la corriente del regulador. 74 Cálculo de Corrientes y Longitud de los cables, realizado por la Autora.

96

3.7 DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES Y PROTECCIONES

La instalación de los elementos del sistema solar fotovoltaico se realizará en un mismo

espacio físico, donde los elementos estén lo más cercanos posible entre sí, para que el

cableado no sea extenso y con ello evitar pérdidas de voltaje y a la vez reducir costos. Otro

aspecto importante para reducir las caídas de voltaje es que la corriente no sufra grandes

variaciones, ya que los sistemas fotovoltaicos manejan voltajes relativamente pequeños

pero que producen corrientes elevadas.

3.7.1 Tipo de cables a emplearse

Debido a que la instalación será dentro de una planta de producción de crudo, por tanto

considerada un área clasificada, es decir de riesgo, ya que existe presencia de químicos y

gases combustibles, el cable a emplear debe ser apropiado para este tipo de aéreas

industriales, y cumplir con las especificaciones requeridas para este sistema.

3.7.1.1 Especificaciones Técnicas:

Debe soportar voltajes hasta 600V.

Conductores de cobre estañados o cobre recubierto de níquel, con revestimiento resistente

al fuego, aislamiento de silicona termocontraible y conductor de puesta a tierra.

Chaqueta PVC, aislamiento termoestable de Silicona, con cinta FR.

Pruebas con Fuego: IEC 60331, ICEA T-29-520, IEEE 1202. [13]

3.7.1.2 Características requeridas:

En el caso de un incendio, se requiere de un proceso seguro para el apagado del sistema,

para preservar la integridad de los circuitos.

97

La resistencia al fuego se determina por el cumplimiento de la prueba de fuego para la

integridad de los circuitos: IEC 60331.

Mantener la integridad de los sistemas, basado en la clasificación IEC 60331, para todas las

temperaturas e inclusive a 2000 ° F hasta 3 horas. Al ser expuesto al fuego, el aislamiento

debe convertirse en un aislante eléctrico cerámico, como la ceniza, capaz de mantener la

tensión de funcionamiento.

Aptos para ser instalados en interiores o al aire libre, en lugares húmedos o secos.

Aprobados para aéreas de Clasificación I, II y III, División 1 y 2, lugares peligrosos según

la norma NEC Artículos 501, 502, 503 y 505.

Autorizados para el uso de los servicios de alimentadores y circuitos de poder, iluminación,

control y circuitos de señalización, de acuerdo a la norma NEC, artículos 330 y 725.

3.7.2 Cálculo de Conductores

Las caídas de voltaje entre paneles solares y entre los paneles y los reguladores deben ser

menores al 5%, entre los reguladores y el banco de baterías menor al 2% y entre los

reguladores y el inversor menor al 5%.

Para este cálculo se empleará un programa realizado en Excel, que calcula la caída de

voltaje en relación al conductor que se empleará y la corriente que soportará, basado en

ecuación la 3.15, este programa es empleado por ENERGYPETROL S.A. para el

dimensionamiento de los sistemas de cableado y protección, tanto de circuitos de fuerza

como de control e instrumentación, en especial cuando las distancias exceden los 100

metros y se necesita un valor exacto de la caída de voltaje.

퐶 = 푉 − 퐼 ∗ 2 ∗푅

1000 ∗ 퐿 푒푐. 3.1575

98

Donde:

Ccv , Caída voltaje, voltaje que llegará a la carga.

Vn, Voltaje de trabajo, de la fuente.

I, corriente de carga.

R, resistencia del cable.

L, longitud del cable.

3.7.2.1 Resultados obtenidos de caídas de voltaje y conductores

A continuación se muestran los resultados obtenidos en el software para cálculo de caídas

de voltaje, se indica el calibre del cable, el número de conductores, las corrientes de carga,

la resistividad y la caída de voltaje.

Tabla 3.5 Caída de voltaje entre Paneles76.

CALCULO DE CAIDAS DE VOLTAJE

PARA SELECCION DE CABLES

No. Conductores ( # pares) 2 Caída de Voltaje

permitido 5% 45,6

Voltaje de la fuente 48 Consumo Mínimo 43,68 A

Tolerancia cable 5% Consumo Máximo 45 A

Resistividad 0,518

Origen Destino Distancia (m)

Cantidad de Cable (m)

Cantidad de Cable (ft)

Caida de Voltaje Mínima (V)

Caida de Voltaje Máxima (V)

PANELES SOLARES

REGULADORES DE CARGA 30 31,5 103,35 45,66 45,59

CONEXION ENTRE PANELES Cable # 7AWG, 2 conductores, flexible

75 Ecuación para calcular la caída de voltaje. 76 ENERGYPETROL, “Programa para dimensionamiento de sistemas de cableado y protección”.

99

Tabla 3.6 Caída de voltaje entre Paneles-Reguladores77.




permitido 5% 114,0



Resistividad 2,525






PANELES SOLARES

REGULADORES DE CARGA 5,6 5,88 19,29 115,74 115,62

CONEXION ENTRE PANELES Y

REGULADORES DE CARGA

Cable de cobre # 14 AWG, 1 conductor, flexible

Tabla 3.7 Caída de voltaje entre Reguladores-Baterías78.




permitido 2% 117,6



Resistividad 1,08






PANELES SOLARES


CONEXION ENTRE REGULADORES Y BANCO

DE BATERIAS Cable de cobre # 10AWG, 1 conductor, flexible

77 ENERGYPETROL, “Programa para dimensionamiento de sistemas de cableado y protección”. 78 Idem 77.

100

Tabla 3.8 Caída de voltaje entre Baterías79.




permitido 5% 45,6

Voltaje de la fuente 48 Consumo Mínimo 210 A


Resistividad 0,64






PANELES SOLARES


CONEXION ENTRE BATERIAS Cable de cobre # 8 AWG, 1 conductor, flexible

Tabla 3.9 Caída de voltaje entre Reguladores-Inversor80.




permitido 5% 114



Resistividad 6,385






PANELES SOLARES


CONEXION ENTRE REGULADORES E

INVERSOR Cable de cobre # 18AWG, 1 conductor, flexible


101

Tabla 3.10 Caída de voltaje entre Inversor-Breaker principal81.




permitido 2% 117,6



Resistividad 0,518






PANELES SOLARES

REGULADORES DE CARGA 15 15,75 51,67 117,77 117,70

CONEXION ENTRE INVERSOR Y BK

PRINCIPAL Cable de cobre # 7AWG, 1 conductor, flexible

Tabla 3.11 Caída de voltaje entre Breaker principal-Carga82.




permitido 5% 111,72

Voltaje de la fuente 117,6 Consumo Mínimo 292 A


Resistividad 0,395






PANELES SOLARES

REGULADORES DE CARGA 20 21 68,90 112,3 112,2

CONEXION ENTRE INVERSOR Y BK

PRINCIPAL Cable de cobre # 6AWG, 3 conductores, flexible


102

3.7.3 Selección de Protecciones

La protección contra sobrecargas que se empleará será el interruptor Termomagnético, que

es un medio de protección y desconexión a base de elementos mecánicos termomagnéticos

de fácil accionamiento y de rápida respuesta a la falla eléctrica, ensamblados en caja

moldeada.

Los interruptores termomagnéticos más comerciales son los de uno y dos polos, de un

rango de 15 á 50 amperes y son utilizados para todo tipo de servicios de instalaciones

eléctricas, principalmente de uso doméstico y comercial.

Los interruptores de rango superior a los 60 A de uno y dos polos así como los de tres polos

en toda su gama, y los de mayor capacidad de amperaje son utilizados en zonas con mayor

demanda de carga eléctrica para uso residencial, comercial e industrial.

Los Breakers hacen la misma función que los fusibles, aunque su costo es mayor, la ventaja

es que pueden ser restaurados manualmente en lugar de tener que ser reemplazados, son

útiles cuando se desea desconectar cargas de manera rápida (tomando en cuenta que para

este caso las cargas serán únicamente luminarias), además el estado en el que se encuentran

en visible a simple vista puesto que la palanca de accionamiento indica OFF.

El dimensionamiento del fusible es entre 1,1 y 1,25 veces la corriente máxima que soporta

el conductor, mientras que la capacidad del Breaker es entre 1,1 y 1,5 veces dicha corriente.

3.7.3.1 Fusibles Tipo NH ultra rápidos

Este tipo de fusibles son desarrollados de acuerdo con la norma IEC60269, para protección

contra cortocircuito en semiconductores y equipamientos electrónicos de hasta 690 VAC.

103

En cortocircuito o sobrecarga, el elemento fusible se funde abriendo el circuito eléctrico,

interrumpiendo el pase de corriente hacia los equipos aguas abajo.

Durante el cortocircuito habrá una limitación de corriente como se muestra en la Figura 3.5:

Figura 3.5 Curva de corriente en un fusible NH83.

Donde:

Ic, Corriente limitada por el fusible.

tS, Tiempo antes de formar arco.

tL, Tiempo del Arco.

Ip, Corriente presumida de cortocircuito.

3.7.3.1.1 Características:

Los fusibles ultra rápidos tipo NH - aR son ensamblados en cuerpo cerámico de alta

calidad, rellenos con arena de cuarzo impregnada, con elemento de fusible en plata y

terminales en cobre plateado.

83 WEG, “Hoja Técnica del fusible WEG, NH-aR”.

104

Esta estructura debe proporcionar el óptimo aislamiento eléctrico, robustez mecánica y

capacidad de resistencia contra choques térmicos durante la desconexión del fusible en

valores de I2t reducidos [14].

La tabla 3.12 muestra las especificaciones eléctricas del fusible.

Tabla 3.12 Especificaciones del Fusible NH84.

Tipo de fusible Tensión de aplicación máxima

Capacidad de interrupción

Norma de fabricación

Ultra rápido Tipo NH aR

690 VAC 100kA / 690VAC IEC60269

3.7.3.1.2 Curva característica de respuesta del fusible FNH00

Figura 3.6 Curva característica del fusible FNH0085.

84 WEG, “Hoja Técnica del fusible WEG, NH-aR”. 85 Idem 84.

105

3.7.3.1.3 Curva característica de respuesta del fusible FNH1

Figura 3.7 Curva característica del fusible FNH186.

3.7.3.2 Interruptor termo magnético o Breaker

Los Interruptores Termo magnéticos protegen circuitos y aparatos en instalaciones

eléctricas residenciales, comerciales e industriales contra sobrecarga y cortocircuitos.

Tienen un mecanismo de operación de característica cierre-apertura rápido. La interrupción

por disparo libre permite (cuando exista sobrecarga sostenida o falla de cortocircuito) que

prevalezca la operación automática de apertura sobre la operación de cierre.

La posición de la manija muestra al dispararse el efecto de la interrupción, cualquier falla

que ocurra en algún polo, operará al mecanismo, efectuando la apertura en las tres fases.

86 WEG, “Hoja Técnica del fusible WEG, NH-aR”.

106

3.7.3.2.1 Aplicaciones según la capacidad de conducción

Los interruptores ED2 y CQD, con corrientes nominales desde 15 a 100A, en combinación

con arrancadores se aplican en centros de control de motores, tableros de distribución y

control, protección de circuitos de distribución y fuerza, máquinas y herramientas.

Los interruptores ED6, con corrientes nominales desde 15 a 125A, se aplican para centro de

control de motores, interconexión de barras colectoras (bus), tableros de control para

protección de circuitos de distribución y potencia, control de máquinas y herramientas.

Los interruptores FXD6, con corrientes nominales de 150 a 250 A, proporcionan una gran

confiabilidad para aplicaciones en instalaciones industriales y comerciales, en centro de

control para motores, tableros de distribución y control.

Los interruptores de tipo JXD6, de 300 y 400 A, están diseñados principalmente para ser

utilizados en tableros de distribución y potencia, tableros de soldadoras por resistencia,

tableros de distribución general, centros de control de motores [15].

3.7.3.2.2 Capacidad de conducción

Son dispositivos electromecánicos que se encargan de abrir o cerrar un circuito en forma

automática en caso de un cortocircuito ó una sobrecarga, son de accionamiento manual en

casos como mantenimiento en el circuito derivado.

Vienen graduados para una determinada cantidad de grados centígrados y una determinada

capacidad de conducción de corriente [15].

107

Figura 3.8 Relación temperatura Vs capacidad de conducción87.

3.7.3.3 Interruptor de corriente continua

El interruptor de corriente continua, es una protección contra sobretensiones, cortocircuito

y sobrecargas de corriente, se utiliza en sistemas fotovoltaicos para evitar eventuales daños

por descargas eléctricas directas o indirectas producidas por rayos, dado que los paneles

fotovoltaicos se encuentran a la intemperie.

Este interruptor puede ser colocado entre: el panel fotovoltaico y el regulador, el controlar

de carga y las baterías o entre las baterías y el inversor.

Este interruptor automático permite cortar el paso de corriente proveniente de los paneles

solares cuando se requiere realizar trabajos de mantenimiento o cuando se ha producido

algún problema en el sistema [16].

3.7.3.3.1 Características del interruptor

Fácil montaje, rápida conexión y desconexión.

Mostrar de forma visible su estado de conectado o desconectado.

87 SIEMENS, “Hoja Técnica del interruptor termo magnético SIEMENS, ED2 y CQD”.

108

Diseño compacto, encapsulado resistente al agua y al fuego.

Optimo para proteger instalaciones con alta exposición atmosférica.

Dimensionado para corrientes continuas de hasta 100ADC.

Los polos negativo y positivo deben ser operados en forma simultánea de tal modo que

aumente la protección del sistema y disminuya los riesgos de electrocución.

Temperatura de servicio de -40°C hasta +85°C.

Cuerpo de material UL94 V0 resistente al fuego directo.

Tipo de protección IP20.

Especificaciones técnicas: Uc PV < 500V DC, Imax 40kA, In 20kA, Up < 0.9kV, Uc 250V

DC, TA < 25ns, 3 Varistores: L+, PE, P-. [16]

Figura 3.9 Interruptor de corriente continua 88.

88 FATECH, “Hoja Técnica del interruptor de corriente continua FATECH, SPD -2”.

109

3.7.4 Dimensionamiento de Protecciones

Tabla 3.13 Selección de protecciones89.

Corriente In (A) 1,25 In Fusible 1,3 In Interruptor

Paneles Solares 43,68 N/A N/A 56,78 SPD, Tipo 2, 60 Adc (Ver figura 3.9)

Paneles - Reguladores 43,68 54,6 FNH00-63K-A (Ver figura 3.6) N/A SPD, Tipo 2, 60 Adc

(Ver figura 3.9)

Reguladores- Banco de baterias 43,68 54,6 FNH00-63K-A

(Ver figura 3.6) N/A SPD, Tipo 2, 60 Adc (Ver figura 3.9)

Reguladores- Inversor 43,68 54,6 FNH00-63K-A (Ver figura 3.6) N/A SPD, Tipo 2, 60 Adc

(Ver figura 3.9)

Inversor - Bk Principal 41,6 52 FNH00-63K-A (Ver figura 3.6) 54,08 ED2-60Aac

Bk Principal-Tablero Distribución

292 365 FNH1-400K-A (Ver figura 3.7) 379,6 JXD6-400Aac


FOTOVOLTAICO

Para que el sistema solar fotovoltaico funcione de la forma óptima esperada, se debe

realizar su diseño, que básicamente comprende: la disposición física de todos elementos

dentro del área que se dispone, los diagramas de conexionado eléctrico de los equipos, los

diagramas del sistema de protecciones y la ubicación y posición de los paneles solares.

3.8.1 Disposición de elementos del sistema solar fotovoltaico

La figura 3.10 muestra la disposición propuesta para el sistema fotovoltaico, cuyas

principales ventajas son: aprovechamiento del espacio físico, fácil conexión entre equipos y

fácil acceso a todos los elementos para realizar cambios o mantenimientos.

89 Selección de protecciones, realizado por la Autora.

110

Se ubicará: 10 repisas para las 252 baterías, 7 racks para los 70 reguladores y los 7

inversores, y un tablero de distribución principal ya existente. Estos elementos se ubicarán

dentro de un cuarto de 10x5 metros, que actualmente es empleado como bodega de

elementos que no se utilizan, desperdiciándose así este lugar, por lo que se ha dispuesto del

mismo para el sistema fotovoltaico, que se hallará a menos de 10 metros de la ubicación de

los paneles solares.

TDPS

Repisas Banco de Baterías

Racks, Inversores y Reguladores

1000 cm

Cuarto Sistema Fotovoltaico

500 cm

Figura 3.10 Disposición de elementos del Sistema Fotovoltaico90.

3.8.2 Conexionado de elementos del sistema fotovoltaico

Los fabricantes de los equipos refieren en sus hojas técnicas la forma adecuada de conexión

para que funcionen correctamente, existen además modelos de conexión de sistemas solares

90 Disposición de elementos del Sistema Fotovoltaico, realizado por la Autora.

111

fotovoltaicos ya preestablecidos, según las características del sistema a implementar. La

figura 3.11 muestra el diagrama unifilar de conexión de los elementos del sistema.

- +

GENERACIÓN

REGULACION

ACUMULACION

INVERSION

TDDP

GENERACION

420 paneles policristalinosArreglos de 2X60P Panel: 250WCable #7AWGVn: 30.1VIn: 8,31AP total: 105KW

REGULACION MMPT

Arreglo de 10 reguladoresV regulación: 48VV inversión: 110/120 VAC

BANCO DE BATERIAS

252 baterias de plomo ácidoArreglos de 4X9, 220AhCable #8 AWGVn: 12 VDCIn: 22A

INVERSION

Arreglo de 10 inversoresPn: 5000WCable #7AWGVin: 18-48 VDCVout: 110/120 VACIn: 16,4 A

C1: 14 AWGC2: 10 AWGC3: 18 AWGC4: 7 AWGC5: 6 AWG

C1

C2

C3

C4

C5

F1

B1

F2

B2

F3

B3

F4

B4

F5

B5

PROTECCIONES

F1:FNHOU-63KAF2: FNHOU-63KAF3: FNHOU-63KAF4: FNHOU-63KAF5: FNH1-400KAB1: SPC 77-60 AACB2: SPC TIPO 2 60 AACB3: SPD TIPO 2 60 AACB4: ED2-60 AACB5: JXD6-400AAC

CABLEADO

Figura 3.11 Conexión de elementos del Sistema Fotovoltaico91.

91 Conexión de elementos del Sistema Fotovoltaico, realizado por la Autora.

112

3.8.3 Tablero de Protección

El sistema de protecciones fue dimensionado de acuerdo a las tensiones y corrientes

nominales del sistema, para aportar una alta fiabilidad y seguridad a los equipos y al

personal. La figura 3.12 muestra el diagrama de protecciones.

U1 U2 U3 U4 U5 U6 U7 U8 U9 U10 U11 U12 U13 I 14

TDDP

400A AC120 VAC

Carga Descripción I de carga (A) I bk (A)

U1 Dispensario médico 2.13 5 U2 Gimnasio 5.33 10 U3 Cuarto de Monitoreo 4.26 10 U4 Comedor/Cocina 32 40 U5 Dormitorios 125 150 U6 Recreación 4.26 10 U7 Bodega de materiales 16 20 U8 Oficinas de Ingeniería 53 60 U9 Laboratorio de Químicos 4.26 10 U10 Cuarto de Control 8 10 U11 Control de Producción 4.8 10 U12 Edificio Control de turbinas 6.4 10 U13 Edificio de MCC y SWGR 12.8 15 U14 Edificio Mantenimiento 10.6 15

Figura 3.12 Protecciones del Tablero de Distribución92.

92 Protecciones del Tablero de Distribución, realizado por la Autora.

113

3.8.4 Evaluación de un Sistema Fotovoltaico mediante el Software PVSyst

El Software PVsyst es usado para obtener en forma detallada los procedimientos y modelos

de un proyecto fotovoltaico, obteniendo resultados en forma de informes completos con

gráficos y tablas. El PVsyst emite los resultados en función de la hora del día, la

disposición de los paneles y su ubicación geográfica. Se puede simular el comportamiento

del sol según la hora del día y la fecha, incluyendo el comportamiento térmico, el cableado,

las pérdidas por desequilibrio, la pérdida real de módulo de calidad, las pérdidas por ángulo

de incidencia, etc.

Posee tres niveles: Pre dimensionamiento, para un diseño sencillo que permite dimensionar

una instalación fotovoltaica; Diseño, para una simulación detallada con valores horarios;

Herramientas, permite una amplia elección de parámetros solares y el ingreso de nuevas

bases de datos.

La herramienta 3-D CAO permite dibujar la geometría del sistema completo, donde se

calcula un factor de sombra para el componente del haz de luz en función de la posición del

sol y las pérdidas eléctricas debidas a la disposición en serie de los paneles.

El parámetro principal para dimensionar una instalación fotovoltaica es la radiación, por lo

que se debe tener la irradiancia existente en la zona en estudio, por lo que para este caso se

ingresó toda la base de datos proporcionados por el CONELEC.

3.8.4.1 Inclinación y orientación del panel fotovoltaico

Entre los tipos de inclinación se pueden elegir: plano inclinado fijo, orientación simple o

doble, orientación con seguimiento de luz en uno o dos ejes, entre otras.

114

El panel de información indica el factor de transposición, el porcentaje de pérdidas y la

radiación en el panel. La opción Mostrar Optimización, indica si el ángulo seleccionado es

óptimos o no. Las figuras 3.13 y 3.14 muestran las pérdidas del panel con inclinación 10°.

Figura 3.13 Pérdidas y máxima optimización con inclinación de 10° 93.

Figura 3.14 Pérdidas Vs. Inclinación del panel a 10° 94.

93 PVSyst, Pérdidas y máxima optimización. 94 PVSyst, Pérdidas Vs. Inclinación del panel.

115

Las figuras 3.15 y 3.16 muestran el aumento de las pérdidas con una inclinación de 30°.

Figura 3.15 Pérdidas y máxima optimización con inclinación de 30° 95.

Figura 3.16 Pérdidas Vs. Inclinación del panel a 30° 96.

Como se puede observar, al inclinar más los paneles 30°, las pérdidas en la productividad

del aprovechamiento de la irradiación anual aumentan hasta casi un 10%, mientras que con

95 PVSyst, Pérdidas y máxima optimización. 96 PVSyst, Pérdidas Vs. Inclinación del panel.

116

una inclinación de 10° las pérdidas son del 1%, por lo que el ángulo de inclinación de los

paneles solares debe ser el menor posible. Por lo que se seleccionó un plano inclinado fijo,

con ángulo Beta de 10° y Acimut de 0°.

3.8.4.2 Sombras producidas en los paneles

La ubicación de los paneles solares debe cumplir principalmente con: estar ubicados en un

espacio donde objetos grandes no produzcan sombras sobre ellos a ninguna ahora del día, la

inclinación de los paneles debe ser la adecuada para una captación óptima de la radiación

solar, y el espacio donde se instalen no debe interferir con el paso de personas, dificultar las

actividades de trabajo en el área o dañar el entorno natural.

Se debe ingresar los datos de ubicación geográfica y radiación global para la Provincia de

Orellana, los demás datos los calcula el programa.

Figura 3.17 Datos de radiación Provincia de Orellana97.

97 PVSyst, Datos de radiación Provincia de Orellana.

117

Es posible conocer el perfil de obstáculos en la Provincia de Orellana, que pueden ser

edificaciones grandes o cordilleras que se interpongan entre el haz de luz y el panel.

En la figura 3.18 toda la franja amarilla representa la radiación desde las 6am hasta las

6pm, siendo la zona inferior los días con menor altura solar del año y la franja superior

marca el día con más altura solar.

Figura 3.18 Perfil de obstáculos para Orellana98.

Las sombras pueden ser de dos tipos: cercanas a menos de 30Km, o lejanas a más de 30

Km. Cualquier obstáculo introducido dentro de esa franja nos proporcionará cierta cantidad

de sombras a lo largo de todo el año.

En la figura 3.19 puede verse un edificio en la zona frontal a los generadores fotovoltaicos

y en la zona derecha lo que podría ser una cordillera, y las respectivas sombras que

producirán desde las 6am hasta las 6 pm.

98 PVSyst, Perfil de obstáculos para Orellana.

118

Figura 3.19 Edificio y cordillera en el perfil de obstáculos para Orellana99.

Lo que vuelve óptimo al campo Repsol NPF es que cuenta con un espacio abierto de 15000

m2 donde se ubicarían los paneles, los árboles más cercanos se encuentran a más de 50m de

distancia de los paneles, por lo que no generan pérdidas en la captación de radiación solar.

3.8.4.3 Simulación de Sombras Cercanas en el Campamento REPSOL-NPF

En este apartado se puede dibujar la instalación y simular el comportamiento del sol,

observando las posibles sombras creadas por los propios paneles o por el horizonte. La

trayectoria del sol se pinta con una línea entre cortada roja y los objetos cambian su color

aclarándose u obscureciéndose según la luz o sombra sobre ellos.

La recreación de la ubicación de los paneles, para el campo REPSOL NPF, está dibujada

acorde a sus coordenadas geográficas y objetos existentes.

Los resultados revelan que la trayectoria del sol cambia de acuerdo al día del año en el que

nos encontremos, de forma general, en los meses de invierno la trayectoria del sol cae sobre

el hemisferio Sur y en los meses de verano cae en el hemisferio Norte de la tierra.

99 PVSyst, Edificio y cordillera en el perfil de obstáculos para Orellana.

119

Las siguientes gráficas muestran la simulación durante Enero, que es un mes de invierno.

Figura 3.20 Trayectoria del sol y sombra proyectada a las 7:30100.



100 PVSyst, Simulación de la trayectoria solar. 101 Idem 100. 102 Idem 100.

120




103 PVSyst, Simulación de la trayectoria solar. 104 Idem 103. 105 Idem 103.

121

Las siguientes gráficas muestran la simulación durante Agosto, que es un mes de verano.




106 PVSyst, Simulación de la trayectoria solar. 107 Idem 106.

122




108 Idem 106. 109 PVSyst, Simulación de la trayectoria solar. 110 Idem 109. 111 Idem 109.

123

3.8.4.4 Simulación con los datos reales del Sistema Fotovoltaico

Esta herramienta permite ingresar y seleccionar los datos de los inversores, las baterías y

los paneles, la disposición de la matriz de paneles según el número de módulos en serie y

en paralelo, entre otros datos. Los datos a ingresar son: Potencia nominal del sistema

35000W, Energía diaria 540723 Wh/día, Potencia de cada panel 250W, Potencia de cada

inversor 5000W, Baterías de 220Ah, cuyos resultados se muestran en las siguientes figuras.

Figura 3.32 Ingreso de datos del sistema fotovoltaico112.

112 PVSyst, Ingreso de datos del sistema fotovoltaico.

124

Figura 3.33 Consumo Watios hora al día, para el sistema de iluminación113.

Figura 3.34 Cálculo del arreglo de baterías y paneles fotovoltaicos114.

El programa devuelve el número de baterías, inversores y paneles necesarios,

posteriormente, guiados por mensajes del PVSyst, se realiza el arreglo de los paneles y 113 PVSyst, Consumo para el sistema de iluminación. 114 PVSyst, Arreglo de baterías y paneles fotovoltaicos.

125

baterías en serie y paralelo. El programa devuelve mensajes de error cuando se dimensiona

mal, por ejemplo, si se coloca demasiados módulos en serie y se supera la tensión del

inversor, o si el inversor estuviera sobredimensionado.

3.8.4.4.1 Informes generados del Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF

A partir de los datos ingresados y los calculados por el programa, se obtienen los siguientes

diagramas, gráficas y tablas de resultados.

Figura 3.35 Diagrama Unifilar Básico del Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF115.

Figura 3.36 Diagrama General de Conexionado del Sistema Fotovoltaico116.

115 PVSyst, Diagrama Unifilar Básico del Sistema Fotovoltaico. 116 PVSyst, Diagrama General de Conexionado del Sistema Fotovoltaico.

126

Figura 3.37 Irradiación global mensual Vs. meses del año, Provincia de Orellana117.

Figura 3.38 Irradiación Vs. horas del día, Provincia de Orellana118.

117 PVSyst, Irradiación global mensual Vs. meses del año. 118 PVSyst, Irradiación Vs. horas del día.

127

Figura 3.39 Informe final 1 de la simulación del sistema fotovoltaico119.

119 PVSyst, Informe final de la simulación del sistema fotovoltaico.

128

Figura 3.40 Informe final 2 de la simulación del sistema fotovoltaico120.

120 PVSyst, Informe final de la simulación del sistema fotovoltaico.

129

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

El análisis de resultados permitirá determinar si el proyecto: Sistema Solar Fotovoltaico,

para el sistema de iluminación, en el Campo REPSOL-NPF, es factible de realizar o no.

En el estudio de factibilidad se debe tomar en cuenta el cumplimiento de los objetivos,

alcances y restricciones del sistema a implementar y principalmente busca las

factibilidades: técnica, económica, organizacional, de tiempo y ambiental.

La factibilidad técnica indica si se dispone de los conocimientos en el manejo de los

procedimientos y funciones requeridas para la implantación del proyecto, y si se dispone de

la tecnología, equipos y herramientas para llevarlo a cabo. La factibilidad económica

estudia la relación Costo-Beneficio del proyecto, es decir, si se dispone del capital en

efectivo o de los créditos de financiamiento necesario para invertir en el desarrollo del

proyecto. La factibilidad de tiempo analiza si es posible el cumplimiento de los plazos de

desarrollo del proyecto, tomando en cuenta los posibles retrasos e imprevistos. La

factibilidad ambiental se refiere al respeto al medio ambiente y los seres vivos que habitan

el lugar donde se va a implementar el proyecto, evitando sobreexplotación o mal uso de los

recursos para mantener el equilibrio medio ambiental.

Para cada solución factible se debe presentar una planificación preliminar con sus

respectivos respaldos, para ser entregados a la gerencia.

130

4.1 RESULTADOS TÉCNICOS DEL PROYECTO

Para el análisis de la factibilidad económica se estudiará el costo total del proyecto, es

decir, los materiales y mano de obra que se necesita para desarrollar el proyecto. Además

de calculará el costo anual que paga REPSOL-NPF, por la generación de energía eléctrica a

base de generadores a diesel, esto es, piezas para mantenimiento de los generadores, mano

de obra, multas por contaminación, etc.

4.1.1 Presupuesto del proyecto

El presente presupuesto muestra valores reales en cuanto a cantidades de material y mano

de obra y precios actuales de los diferentes distribuidores seleccionados.

Las características eléctricas y mecánicas, así como la cantidad de cada equipo a instalar,

fueron calculadas en función de los requerimientos de diseño para el sistema fotovoltaico

del Campo REPSOL-NPF. Las cantidades de cable, bandeja y tubería se calcularon con

medidas tomadas en el sitio a instalar y guardando una reserva de las mismas. El costo de

mano de obra fue calculado de acuerdo a las horas/hombre actuales, tanto para supervisor

eléctrico, eléctricos tipo A y ayudantes. En el presupuesto se tomó en cuenta las pruebas de

funcionamiento, comisionado del sistema y puesta en marcha del mismo.

La Tabla 4.1 muestra este presupuesto y cada uno de sus rubros.

131

Tabla 4.1 Presupuesto Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF121.

Item Rubro Unidad Cantidad

Costo Unitario (USD) Costo Total

(USD) Material Equipo, mano

de obra Total

1

Panel solar policristalino, TALESUN TP660M, Modelo 250. Pn= 250W, Vmp= 30,1, Imp= 8,31. Incluye accesorios para montaje, soporte y conexión.

u 420 275 30,83 305,83 128447,55

2 Baterías de plomo ácido, EXIDE, Modelo YS12-220, 12.8 V, 220Ah.

u 252 305 5,97 310,97 78363,18

3

Inversor QMAX, serie SM, tipo QM-1824SN-C. Pmax. 500W, V entrada 12-24-48VDC, V salida 110-120VAC.

u 7 475 10,85 485,85 3400,93

4

Controlador de carga solar, SCHNEIDER, Modelo XW-MPPT60-150 V campo 12-60 VDC, V cc 110-150VDC

u 70 456 10,49 466,49 32654,30

5 Cable OKONITE armado # 7AWG, 3 conductores, flexible, Okotherm CIC 600

m 448 6,15 2,5 8,65 3875,20

6 Cable OKONITE armado # 14 AWG, 3 conductores, flexible, Okotherm CIC 600

m 70 3,61 2,2 5,81 406,70

7 Cable OKONITE # 10AWG, 3 conductores, flexible, Okotherm CIC 600

m 70 3,07 2,2 5,27 368,90

8 Cable OKONITE # 18AWG, 1 par, flexible, Okotherm CIC 600

m 21 3,26 2,2 5,46 114,66


m 105 6,15 2,5 8,65 908,25


m 75 5,5 2,5 8 600,00

11 Bandeja para tendido de cable, 6m. Incluye: codos y uniones.

m 175 2,5 2,3 4,8 840,00

12 Tubería rígida EMT 3/4", 4m. Incluye: codos y uniones.

m 145 2,18 3,50 5,68 822,88

121 Presupuesto Sistema Fotovoltaico, elaborado por la Autora.

132

Item Rubro Unidad Cantidad

Costo Unitario (USD) Costo Total

(USD) Material Equipo, mano

de obra Total

13 Interruptor termo magnético, SIEMENS, MDDB 60Aac, caja moldeada

u 1 153 12 165 165,00

14 Interruptor termo magnético, SIEMENS, tipo JXD6-400Aac bipolar, caja moldeada

u 1 850 15 865 865,00

15 Fusibles WEG, Tipo NH-aR, FNH00-63K-A

u 4 79,8 8 87,8 351,20

16 Fusibles WEG, Tipo NH-aR, FNH1-400K-A

u 1 131,4 10 141,4 141,40

17 Interruptor de corriente continua, FATECH, SPD tipo 2, 60Adc.

u 1 116,5 8 124,5 124,50

18

Repisa de hierro forjado, 2 pisos, 400x50x55 cm, fabricación INTRONICA Para banco de baterías

u 10 290 50,28 340,28 3402,75

19 Rack, 80 x 80 x 50 cm, 3 pisos. Para reguladores e inversor

u 7 320 62,74 382,74 2679,15

20 Pruebas de puesta en marcha. u 1 0 1000 1000 1000,00

21 Fungibles, conectores, terminales, cripadoras, marquillas, etc.

u 1 468 0 468 468,00

TOTAL 260000

La inversión total del proyecto asciende a Inv t = 260.000 USD (dos cientos sesenta mil

dólares). Siendo, la inversión de los materiales Inv mat = 239885 USD, y la inversión de la

mano de obra Inv mdo = 20114 USD.

Para la realización de este proyecto se prevé una inversión inicial que cubra el costo del

rubro de materiales y según transcurra la instalación el pago de la mano de obra.

133

4.1.2 Costo actual del suministro de Energía Eléctrica para el Campo REPSOL-

NPF, para los circuitos de iluminación residencial e industrial

De los cálculos ya realizados se conoce que la demanda del sistema de iluminación en el

Campo NPF es de 34712W, con un Consumo Energético diario de 483609,6 Wh/día.

Entonces, el Consumo Energético anual se calcula con la ecuación 4.1:

Ed anual = Ed ∗ íñ

∗ ec. 4.1

Donde:

Ed, Consumo Energético diario

Ed anual, Consumo Energético anual

퐄퐝 퐚퐧퐮퐚퐥 = , í

∗ íñ

∗ = 176517,5 KWh

Para el abastecimiento del alumbrado eléctrico, el Campo REPSOL-NPF cuenta con

generadores a Diesel, marca WAUKESHA y WARTZILA, dado que el costo de consumo

de diesel, en las 4 unidades de generación es de 0,24 USD/KWh, se obtiene:

Costo anual generación a diesel = 176517,5 KWh ∗ , = 42364,20 USD ec. 4.2

Es decir, el costo anual del sistema de iluminación residencial e industrial del Campo

REPSOL-NPF, por generación a diesel asciende a “42364,20 USD al año”122.

La inversión anual en el mantenimiento de los 4 generadores a diesel, asciende actualmente

a más de 7200 USD, sin embargo, cuando el problema no se soluciona con el

mantenimiento preventivo mensual, sino que se requiere de repuestos o de técnicos de

mayor experiencia, se deben sumar rubros entre los 3000 a 6000 USD. 122 REPSOL-NPF, Tarifas de consumo eléctrico proporcionadas por el Departamento Eléctrico.

134

4.2 FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO

Para el financiamiento del Sistema Solar Fotovoltaico para el Campamento REPSOL-NPF,

se acudirá al autofinanciamiento por parte de REPSOL, préstamos bancarios, apoyo del

sector eléctrico ecuatoriano e incentivos por la disminución de emisiones de gases tóxicos

como dióxido de carbono.

El análisis financiero tiene como objeto recuperar la inversión que realizará REPSOL y

pagar el total del préstamo bancario, en 5 años.

Entre los mecanismos de apoyo que se identifican en el tema de financiamiento para las

energías renovables en el Ecuador, se pueden citar los siguientes:

4.2.1 Incentivos Tributarios

En la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el Estado Ecuatoriano se compromete a

fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos no convencionales, para lo cual en

su Capítulo XI, Artículo 67, se incluyen ciertas ventajas arancelarias, así como

exoneraciones del Impuesto a la Renta, para incentivar la producción energética basada en

energía renovable como solar, eólica, geotérmica, biomasa, etc.

Sin embargo, son pocos los proyectos que se han beneficiado de lo estipulado en los

articulados de esta Ley, seguramente por desconocimiento del sector privado o de los

desarrolladores/promotores de proyectos de este beneficio [17].

Para acceder a la exoneración del impuesto a la renta, la empresa o industria debe cumplir

con ciertas leyes a nivel de cuidado ambiental y apoyo social, además debe presentar

documentos que certifican el cumplimiento de las leyes del Sector Eléctrico Ecuatoriano.

135

Para acceder a este incentivo, REPSOL-YPF, debería presentar el plan y manuales de

calidad y planes de responsabilidad socio-cultural a favor de las comunidades del sector.

Dado que el costo de los materiales es de Inv mat = 239885 USD, el impuesto a la renta es

de 28786,26 USD, sin embargo, no se tomará en cuenta esta exoneración en los cálculos.

4.2.2 Mecanismo de Desarrollo Limpio

El Protocolo de Kyoto, del cual el Ecuador es signatario, tiene como una de sus alternativas

para la protección ambiental a nivel mundial al Mecanismo de Desarrollo Limpio MDL,

herramienta que permite el comercio de certificados de reducción de emisiones

contaminantes o de Gases de Efecto Invernadero GEI.

A través de este mecanismo los países en vías de desarrollo, como el Ecuador, pueden

ejecutar proyectos que evitan emisiones de GEI. Estos proyectos una vez certificados,

además de colaborar en la reducción de emisiones de GEI, tienen un beneficio económico

ya que se generan certificados de reducción de emisiones CRE´s, que son negociables en el

mercado internacional del carbono, ayudando a mejorar los índices financieros del proyecto

como el VAN (Valor Actual Neto) y el TIR (Tasa Interna de Retorno) [18].

El Ecuador tiene registrados en la entidad ejecutora del MDL, dentro de la Comisión Marco

de Cambio Climático de las Naciones Unidas – CMCCNNUU, 16 proyectos MDL, de los

cuales siete (44%) son proyectos hidroeléctricos, cuatro (25%) son proyectos de biogás

(que evitan la propagación de metano en la atmosfera, generado por la fermentación de

residuos orgánicos), uno es de co-generación utilizando biomasa como combustible

(bagazo), dos son de rellenos sanitarios y evita la propagación de metano de la basura, uno

136

es de generación de electricidad con aerogeneradores y uno para evitar generación de

metano.

El monto que se recibe por la negociación de los certificados CRE’s sirve para que el dueño

del proyecto pueda completar el balance financiero de la iniciativa y ayudar al punto de

equilibrio financiero, haciéndole rentable y viable a la iniciativa [18].

4.2.3 Mecanismos de Financiamiento Convencionales

La mayoría de proyectos de generación de energía con fuentes renovables son desarrollados

por entidades del Gobierno, como parte de su política de ampliación de la cobertura

energética, financiamiento de los proyectos prioritarios y protección del medio ambiente.

Sin embargo, existen algunas iniciativas privadas para la generación de energía, la cual es

utilizada por las mismas empresas privadas. Para este tipo de proyectos se han utilizado

mecanismos de financiamiento convencionales: fondos propios y préstamos bancarios.

4.2.3.1 Cooperación financiera no reembolsable

Este mecanismo es el utilizado en la implementación de proyectos que buscan incrementar

el suministro de energía, por medio de Convenios de Cooperación Bilateral, que son

establecidos entre el Gobierno Nacional y el Organismo Multilateral o el País Cooperante.

Por ejemplo, la Comisión Europea para la ejecución del Programa EuroSolar desarrollado

por el MEER, cuyo objetivo fue la electrificación de centros educativos con sistemas

fotovoltaicos y de centros comunitarios para la instalación de centros de Internet y salud en

comunidades aisladas de las Provincias de Esmeraldas, Guayas, Orellana, Sucumbíos,

137

Napo, Pastaza y Morona Santiago. Con estos beneficios, el proyecto confirma su

contribución al desarrollo sostenible, tanto a nivel económico, social y ambiental [19].

4.2.3.2 Préstamo Bancario del BIESS

El procedimiento y los requisitos para obtener el financiamiento del BIESS son los

siguientes: presentar un estudio de viabilidad económica de la iniciativa y el compromiso

de financiamiento de la contraparte, el cual normalmente es la Empresa encargada del

proyecto o el Estado. Los recursos asignados por el Banco se utilizan para las etapas de

construcción y operación de los proyectos.

Hasta hace un año (Junio 2011) se aprobó la asignación de recursos para generación de

electricidad aprovechando recursos térmicos para la Central Térmica Quevedo con 100MW

y Central Térmica Santa Elena con 90MW y se está gestionando por parte de CELEC EP la

aprobación de recursos para la construcción de la Central Eólica de Villonaco en Loja [20] .

En las centrales térmicas antes mencionadas, el BIESS financia el 60% de la inversión total

requerida y cobra una tasa de interés del 7.5% a un plazo de 12 años, contados a partir de la

operación comercial de las centrales [21] .

En el caso de generación de electricidad, el préstamo se recupera por medio de la tarifa que

se cobrará a los usuarios de la electricidad, por lo que se requiere de la aprobación del

CONELEC. Estas condiciones económicas son ventajosas tanto para el inversionista como

para las empresas energéticas, entre otros.

138

4.2.3.3 Préstamo bancario y financiamiento propio

Otro mecanismo que debe ser destacado, para el caso de la empresa privada, es el préstamo

realizado por el sistema bancario combinado con los recursos propios, para financiar la

construcción y operación de centrales de generación, cuyos productos son utilizados en el

proceso productivo.

Un ejemplo concreto del uso de este mecanismo es el Proyecto de Cogeneración para la

fabricación de Contrachapados de Madera, implementado por ENDESA, utilizando

residuos de madera, es decir, biomasa. Este proyecto utiliza como materia prima los

residuos que previamente al proyecto eran considerados basura y eran desechados y

quemados, causando gran contaminación al ambiente.

El préstamo bancario cubre total o parcialmente la inversión total, dependiendo del

requerimiento de la empresa y por lo general a 5 años plazo.

4.2.4 Cálculo del préstamo bancario e inversión por parte de REPSOL-YPF

La inversión que deberá asumir REPSOL-NPF corresponde a 퐼푛푣 푡 = 260000 푈푆퐷.

De este costo, el autofinanciamiento de REPSOL será del 30%, y el 70% será financiado

mediante un préstamo bancario.

퐼푛푣 푅푒푝푠표푙 = 퐼푛푣 푡 ∗ 30 % ec 4.3

푃푟é푠푡푎푚표 = 퐼푛푣 푡 ∗ 70 % ec 4.4

Donde:

Inv Repsol, inversión inicial que aportará REPSOL-NPF.

Préstamo, monto a solicitar al BIESS, al 7,5% de interés anual, a 5 años plazo.

139

Entonces:

퐼푛푣 푅퐸푃푆푂퐿 = 260000 ∗ 30 % = 78000 푈푆퐷

푃푟é푠푡푎푚표 = 260000 ∗ 70 % = 182000 푈푆퐷

4.2.5 Emisiones de gases de efecto invernadero GEI, en el Campo REPSOL-NPF

Los gases de efecto invernadero GEI, se refieren al CO2 equivalente, que incluye los seis

gases de efecto invernadero recogidos en el Protocolo de Kyoto: dióxido de carbono CO2,

metano CH4, óxido de nitrógeno N2O, hidrofluorocarburos HFC, perfluorocarburos PFC y

hexafluoruro de azufre SF6 [22].

Un concepto utilizado es la “huella de carbono”, que describe el impacto total que una

organización tiene sobre el clima a raíz de la emisión de GEI a la atmósfera. Por lo que se

debe utilizar un protocolo de estimación y contabilidad de emisiones de GEI, bajo las

normas ISO 14064, parte 11, e ISO 14069.

Los siguientes cálculos permiten estimar las emisiones de GEI en las diferentes actividades

asociadas a un determinado proceso, y de esta forma implantar una acción de mitigación y

reducción de emisiones de GEI.

Para calcular las emisiones asociadas a la generación eléctrica, debe aplicarse la ecuación

4.5, que emplea el factor “Mix eléctrico” de emisión de CO2, que equivale a 0,267 kgr de

CO2/KWh, como se muestra:

퐶푂 = 퐸푑 푎푛푢푎푙퐾푊ℎ푎ñ표 ∗ 0,267푘푔푟 푑푒

퐶푂퐾푊ℎ 푒푐. 4.5123

123 Guía práctica para el cálculo de emisiones de gases con efecto invernadero, 2012.

140

퐶푂 = 176517,5퐾푊ℎ푎ñ표 ∗ 0,267푘푔푟 푑푒

퐶푂퐾푊ℎ

퐶푂 = 47130,2 푘푔푟 푑푒 퐶푂

퐶푂 = 47,130 푡표푛 푑푒 퐶푂

Un certificado de reducción de emisiones CRE´s, equivale a una tonelada métrica de CO2

que no fue emitido a la atmósfera, y son negociables en el mercado internacional del

carbono. Los CRE’s son otorgados en una cuenta electrónica a favor de los desarrolladores

de los proyectos, una vez que se ha certificado la reducción de Emisiones.

La generación de CRE’s requiere del cumplimiento de los requisitos establecidos por la

Junta Ejecutiva del MDL, el análisis de la metodología y la verificación del proyecto.

El costo de cada tonelada de CO2 fluctúa anualmente, estando actualmente alrededor de

30,20 USD, la ecuación 4.6 sirve para calcular el costo total de CO2.

퐶표푠푡표 퐶푂 = 퐶푂 ∗ $/푡표푛 푑푒 퐶푂 푒푐. 4.6124

퐶표푠푡표 퐶푂 = 47,130 푡표푛 푑푒 퐶푂2 ∗ 30,20$/푡표푛 푑푒 퐶푂

퐶표푠푡표 퐶푂 = 1423,33 $/푎ñ표

4.3 RESULTADOS FINANCIEROS DEL PROYECTO

Tras conocer el costo de la inversión y las formas de financiamiento a las que REPSOL

puede acceder, se puede conocer la Relación Costo-Beneficio, según los resultados del flujo

de caja y conocer el tiempo en que se logrará recuperar la inversión y pagar el préstamo

Bancario.

124 Guía práctica para el cálculo de emisiones de gases con efecto invernadero, 2012.

141

4.3.1 Flujos Financieros

Los Flujos Financieros, también llamados Flujos de caja, deben mostrar los ingresos y los

egresos reales de dinero, para poder establecer el saldo en cada periodo y el saldo total

acumulado, que puede generar una persona o una empresa.

El Flujo 0 (cero), corresponde a las inversiones previas al proyecto y los préstamos con los

que se contará para la ejecución del mismo. A partir del Flujo 1, se considerarán todos los

ingresos y egresos que el proyecto vaya generando.

La Tabla 4.3 muestra el cálculo del flujo de caja para el Proyecto del Sistema Solar

Fotovoltaico, para el Campo REPSOL-NPF, en el cual se desglosa todos los ingresos y

egresos de dinero que se tendrán durante 25 años a partir de la inversión inicial.

4.3.1.1 Inversiones y Préstamo

REPSOL invertirá como cuota inicial y única 78000 USD y los restantes 182000 USD

serán financiados con un préstamo bancario mediante convenios entre el BIESS-MEER-

Cooperativa de Fomento, al 7,5% de tasa de interés anual, que se pagará en 60 cuotas

mensuales (5 años), a partir de finalizado el tercer mes del proyecto, es decir, cuando esté

en su estado “comercial” como lo establece el convenio.

La tabla 4.2 muestra la tabla de amortización de dicho préstamo bancario.

142

Tabla 4.2 Tabla de amortización, préstamo bancario125.

TABLA DE AMORTIZACION DEL PRESTAMO BANCARIO

Monto 182.000 PAGOS TOTALES

Años plazo 5 Préstamo Inicial 182.000,00 Comisión de apertura 0,00% Interés acumulado 36.814,40 Interés nominal anual 7,50% Total a pagar 218.814,40

Frecuencia de las cuotas mensual Tipo de amortización Cuotas fija mensuales

Meses Cuota mensual Intereses Amortización Amortización

acumulada Saldo

pendiente

0 182.000,00

1 3.646,91 1.137,50 2509,41 2.509,41 179.490,59

2 3.646,91 1.121,82 2525,09 5.034,50 176.965,50

3 3.646,91 1.106,03 2540,87 7.575,37 174.424,63

4 3.646,91 1.090,15 2556,75 10.132,12 171.867,88

5 3.646,91 1.074,17 2572,73 12.704,85 169.295,15

6 3.646,91 1.058,09 2588,81 15.293,67 166.706,33

7 3.646,91 1.041,91 2604,99 17.898,66 164.101,34

8 3.646,91 1.025,63 2621,27 20.519,93 161.480,07

9 3.646,91 1.009,25 2637,66 23.157,59 158.842,41

10 3.646,91 992,77 2654,14 25.811,73 156.188,27

11 3.646,91 976,18 2670,73 28.482,46 153.517,54

12 3.646,91 959,48 2687,42 31.169,88 150.830,12

13 3.646,91 942,69 2704,22 33.874,10 148.125,90

14 3.646,91 925,79 2721,12 36.595,22 145.404,78

15 3.646,91 908,78 2738,13 39.333,35 142.666,65

16 3.646,91 891,67 2755,24 42.088,59 139.911,41

17 3.646,91 874,45 2772,46 44.861,05 137.138,95

18 3.646,91 857,12 2789,79 47.650,83 134.349,17

19 3.646,91 839,68 2807,22 50.458,06 131.541,94

20 3.646,91 822,14 2824,77 53.282,83 128.717,17

21 3.646,91 804,48 2842,42 56.125,25 125.874,75

22 3.646,91 786,72 2860,19 58.985,44 123.014,56

23 3.646,91 768,84 2878,07 61.863,51 120.136,49

24 3.646,91 750,85 2896,05 64.759,56 117.240,44

25 3.646,91 732,75 2914,15 67.673,72 114.326,28

125 CNF, Cooperativa Nacional de Fomento, “Indices y tablas de amortización para préstamos bancarios”.

143

Meses Cuota mensual Intereses Amortización Amortización

acumulada Saldo

pendiente 26 3.646,91 714,54 2932,37 70.606,08 111.393,92

27 3.646,91 696,21 2950,69 73.556,78 108.443,22

28 3.646,91 677,77 2969,14 76.525,91 105.474,09

29 3.646,91 659,21 2987,69 79.513,61 102.486,39

30 3.646,91 640,54 3006,37 82.519,97 99.480,03

31 3.646,91 621,75 3025,16 85.545,13 96.454,87

32 3.646,91 602,84 3044,06 88.589,19 93.410,81

33 3.646,91 583,82 3063,09 91.652,28 90.347,72

34 3.646,91 564,67 3082,23 94.734,52 87.265,48

35 3.646,91 545,41 3101,50 97.836,01 84.163,99

36 3.646,91 526,02 3120,88 100.956,90 81.043,10

37 3.646,91 506,52 3140,39 104.097,28 77.902,72

38 3.646,91 486,89 3160,01 107.257,30 74.742,70

39 3.646,91 467,14 3179,76 110.437,06 71.562,94

40 3.646,91 447,27 3199,64 113.636,70 68.363,30

41 3.646,91 427,27 3219,64 116.856,34 65.143,66

42 3.646,91 407,15 3239,76 120.096,10 61.903,90

43 3.646,91 386,90 3260,01 123.356,10 58.643,90

44 3.646,91 366,52 3280,38 126.636,49 55.363,51

45 3.646,91 346,02 3300,88 129.937,37 52.062,63

46 3.646,91 325,39 3321,52 133.258,89 48.741,11

47 3.646,91 304,63 3342,27 136.601,16 45.398,84

48 3.646,91 283,74 3363,16 139.964,32 42.035,68

49 3.646,91 262,72 3384,18 143.348,51 38.651,49

50 3.646,91 241,57 3405,33 146.753,84 35.246,16

51 3.646,91 220,29 3426,62 150.180,46 31.819,54

52 3.646,91 198,87 3448,03 153.628,50 28.371,50

53 3.646,91 177,32 3469,58 157.098,08 24.901,92

54 3.646,91 155,64 3491,27 160.589,35 21.410,65

55 3.646,91 133,82 3513,09 164.102,44 17.897,56

56 3.646,91 111,86 3535,05 167.637,49 14.362,51

57 3.646,91 89,77 3557,14 171.194,63 10.805,37

58 3.646,91 67,53 3579,37 174.774,00 7.226,00

59 3.646,91 45,16 3601,74 178.375,74 3.624,26

60 3.646,91 22,65 3624,26 182.000,00 0,00

144

4.3.1.2 Ingresos

Se ejecutarán los certificados de reducción de emisiones CRE´s, por medio de la

eliminación de Gases por Efecto Invernadero GEI, que asciende a 1423,33 USD anuales.

Desde el cuarto mes habrá un ahorro por eliminación de generación de energía eléctrica a

diesel, es decir, se dejará de abastecer los circuitos de iluminación por medio de los

generadores a diesel, por ende, se dejará de consumir diesel y se evitará el pago del

mantenimiento de las 4 unidades de generación y el pago de las multas por contaminación

ambiental, por encontrarse el Campo Repsol-NPF formando parte del Parque Nacional

Yasuní y de la Reserva Étnica Huaorani y por cumplimiento del Mecanismo de Desarrollo

Limpio MDL. Estos ingresos ascienden a 55307,43 USD anuales.

Tabla 4.3 Ingresos del Proyecto126.

Ahorros por eliminación de

Consumo de diesel 42364.20 (USD)

Material y mano de obra para mantenimiento de generadores a diesel, 2 WAUKESHA y 2 WARTZILA

9120 (USD)

Multas por contaminación ambiental 2400 (USD)

Incentivos MDL, Certificados de reducción de emisiones de Gases de efecto invernadero

1423.33 (USD)

INGRESOS 55307.53 (USD)

4.3.1.3 Egresos

Mensualmente durante 6 años se realizarán pagos del préstamo bancario y se recuperará la

inversión de Repsol. Se comprará repuestos básicos del sistema fotovoltaico, se realizará

mantenimientos anuales, y al cabo de 25 años se realizará el desmontaje del mismo.

La Tabla 4.4 muestra la lista básica de repuestos para el sistema fotovoltaico:

126 Ingresos del Proyecto, realizado por la Autora en base a datos proporcionados por REPSOL.

145

Tabla 4.4 Lista de Repuestos Sistema Fotovoltaico127.

Item Rubro Cantidad Costo

Unitario Costo Total

(USD)

1 Panel solar policristalino, TALESUN TP660M, Modelo 250. Pn= 250W, Vmp= 30,1, Imp= 8,31. Incluye accesorios para montaje, soporte y conexión.

2 275 550,00

2 Baterías de plomo ácido, EXIDE, Modelo YS12-220, 12.8 V, 220Ah.

4 305 1220,00

3 Inversor QMAX, serie SM, tipo QM-1824SN-C Pmax. 500W, V entrada 12-24-48VDC, V salida 110-120VAC.

1 475 475,00

4 Controlador de carga solar, SCHNEIDER, Modelo XW-MPPT60-150. V campo 12-60 VDC, V cc 110-150VDC

1 456 456,00

5 Fusibles WEG, Tipo NH-aR, FNH00-63K-A 1 79,8 79,80

6 Fusibles WEG, Tipo NH-aR, FNH1-400K-A 1 131,4 131,40

TOTAL 2912,20

4.3.1.4 Tiempo de recuperación

Desde el cuarto mes de la ejecución del proyecto, se obtendrá ya un saldo a favor que

anualmente irá sumándose. REPSOL recuperará su inversión al cabo de 6 años de iniciado

el proyecto, esta recuperación se realizará desde el inicio del segundo año hasta el fin del

sexto año. El pago total del préstamo bancario tomará en cuenta la tasa de interés anual, que

aumenta el monto inicial de 182000 USD a un monto final de 218814,4 USD. Este pago se

realizará desde el cuarto mes de inicio del proyecto, durante 60 meses, es decir, 5 años.

La Tabla 4.5, muestra el desarrollo del flujo de caja para el presente proyecto, desglosando

todos los ingresos y egresos durante los 25 primeros años a partir de su ejecución.

127 Lista de Repuestos, realizado por la Autora en base a cotizaciones actuales.

146

Tabla 4.5 Flujo de Caja para el Sistema Fotovoltaico REPSOL-NPF128.

FLUJO DE CAJA DEL PROYECTO

AÑO 1 meses

INGRESOS ($) EGRESOS ($) SALDO ($) SALDO

ACUMULADO ($)

0

1

Periodo de Construcción del Sistema Solar Fotovoltaico 2

3

Periodo de Pruebas del Sistema Solar Fotovoltaico Generación Eléctrica con el Sistema Fotovoltaico y Generadores a Diesel

4 Generación Eléctrica 4490.35 Préstamo Bancario 3646.91 843.44 843.44

Generación Eléctrica mediante el Sistema Solar Fotovoltaico

5 Certificados MDL 118.61

Préstamo Bancario 3646.91 962.05 1805.49 Generación Eléctrica 4490.35













12

Certificados MDL 118.61 Préstamo Bancario 3646.91

-237.95 7339.85 Generación Eléctrica 4490.35

Mantenimiento Sistema Fotovoltaico

1200

128 Flujo de Caja para el Sistema Fotovoltaico, realizado por la Autora.

147

AÑO 2 meses


ACUMULADO ($)

13 Certificados MDL 118.61 Préstamo Bancario 3646.91


Recuperación Inversión Repsol

1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00

24


-1237.95 5684.46 Recuperación

Inversión Repsol 1000.00

Generación Eléctrica 4490.35 Mantenimiento

Sistema Fotovoltaico 1200.00

148

AÑO 3 meses


ACUMULADO ($)




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00


Préstamo Bancario 3646.91





149

AÑO 4 meses


ACUMULADO ($)




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00







150

AÑO 5 meses


ACUMULADO ($)




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00




1000.00

59




1000.00







151

AÑO 6 meses


ACUMULADO ($)

61


411.09 1129.37 Generación Eléctrica 4939.39


1000.00




1000.00




1000.00

64 Certificados MDL 118.61 Recuperación

Inversión Repsol 1000.00 4058.00 6009.54

Generación Eléctrica 4939.39
























1500.00 2178.00 19093.51



152

AÑO 7 meses


ACUMULADO ($)

Generación Eléctrica mediante el Sistema Solar Fotovoltaico























84 Certificados MDL 118.61 Mantenimiento

Sistema Fotovoltaico 1380.00 3678.00 78409.46


TOTAL INGRESOS 60695.95 TOTAL EGRESOS 1380.00

153


ACUMULADO ($)

AÑO 8

meses 85-96

Certificados MDL 1423.33 Mantenimiento Sistema Fotovoltaico

1380.00 59315.95 137725.41 Generación Eléctrica 59272.62

AÑO 9

meses 97-108



AÑO 10

meses 109-120



AÑO 11

meses 121-132



AÑO 12

meses 133-144



AÑO 13

meses 145-156



AÑO 14

meses 157-168



AÑO 15

meses 169-180



AÑO 16

meses 181-192



AÑO 17

meses 193-204



AÑO 18

meses 205-216



154


ACUMULADO ($)

AÑO 19

meses 217-228

Certificados MDL 1423.33 Mantenimiento

Sistema Fotovoltaico 1825.05 71318.15 866810.97 Generación

Eléctrica 71719.87

AÑO 20

meses 229-240



Eléctrica 71719.87

AÑO 21

meses 241-252



Eléctrica 78891.86

AÑO 22

meses 253-264



Eléctrica 78891.86

AÑO 23

meses 265-276



Eléctrica 78891.86

AÑO 24

meses 277-288



Eléctrica 78891.86

AÑO 25

meses 289-300



Eléctrica 78891.86

AÑO 26

meses 301-312

Certificados MDL 1423.33 Compra de un nuevo

Sistema Solar Fotovoltaico

650000.00

-575283.62

753927.40

Generación Eléctrica

78891.86

Desmontaje del antiguo Sistema

Fotovoltaico 5000.00

Mantenimiento Sistema Fotovoltaico

2098.81

155

4.3.2 Valor Actual Neto – VAN

La función VAN calcula el valor actual neto de una serie de flujos monetarios en el tiempo

y sirve para determinar la rentabilidad de una inversión, por tanto, cualquier inversión cuyo

VAN sea mayor que cero es rentable. El VAN proporciona el valor actual de los ingresos,

por tanto, para obtener el beneficio se debe restar la inversión inicial.

Para el cálculo del VAN se deben emplear los siguientes parámetros:

4.3.2.1 Tasa de Descuento

La tasa de descuento r toma en cuenta la preferencia temporal, que es la relación entre el

valor actual del dinero y su valor futuro, y además toma en cuenta el riesgo del proyecto.

Un riesgo bajo es considerado del 3%, para proyectos confiables, en los que es muy difícil

el fracaso debido a que su resultado ya ha sido probado, un riesgo medio se considera del

7% y un riesgo alto puede exceder el 15%, para proyectos nuevos o con mucha

competencia o que se desconoce su aceptación en el mercado.

4.3.2.2 Plazo de recuperación

El plazo de recuperación n es un criterio de la rapidez con la que se recupera la inversión,

es decir, el número de años que pasan hasta que la suma de cobros actualizados se iguala a

la de pagos actualizados. Para calcular el plazo de recuperación basta con ir acumulando

año por año los flujos de caja actualizados.

La ecuación 4.7 muestra la forma para calcular el VAN:

푉퐴푁 = −퐼푛푣푒푟푠푖ó푛 + FC

(1 + 푟) +FC

(1 + 푟) + … + FC

(1 + 푟) 푒푐. 4.7

156

De forma resumida se expresa como:

푉퐴푁 = −퐼푛푣푒푟푠푖ó푛 + FC

(1 + 푟) 푒푐. 4.8

Donde:

Inversión, es el costo total de la inversión del proyecto

r, es la tasa de descuento

FC, son los flujos de caja en los respectivos periodos

n, número de años para la recuperación de la inversión

4.3.3 Tasa Interna de Retorno – TIR

La TIR representa la tasa de interés más alta que un inversionista podría pagar sin perder

dinero, si todos los fondos para el financiamiento de la inversión se tomaran prestados y

éste préstamo (más su interés) se pagara con los ingresos de capital según pasa el tiempo.

La TIR es el porcentaje de interés donde el VAN es igual a cero, es decir, el TIR es la tasa

de descuento de un proyecto que permite que el flujo de caja sea igual a la inversión, es la

máxima tasa de descuento que puede tener un proyecto para que sea rentable, puesto que

una mayor tasa ocasionaría que el flujo de caja sea menor a la inversión, por tanto el VAN

será negativo.

La ecuación 4.9 muestra la forma de resolver la TIR:

0 = −퐼푛푣푒푟푠푖ó푛 + FC

(1 + 푟) 푒푐. 4.9

157

4.3.4 Análisis del VAN y de la TIR

Para analizar la rentabilidad de un negocio casi siempre se utilizan el VAN y la TIR, que

siempre van ligados a índices como: tasa de descuento, índice de riesgo, depreciación del

valor monetario, tasa de interés, etc. Por esta razón, la TIR busca analizar la conveniencia o

no, de tener un determinado valor en la actualidad y el mismo valor después de un tiempo.

El presente análisis busca que, al cado de cinco años el proyecto pueda costear la

generación eléctrica, sin generar gastos y habiendo pagado la inversión y el préstamo

bancario en su totalidad, es decir, se espera el autofinanciamiento del proyecto para no

volver a pagar por la generación de energía eléctrica, que a la vez devuelva un saldo a favor

y al cabo de 25 años permita el costeo de un nuevo sistema solar fotovoltaico.

La consultora The McKinsey Quarterly ha analizado la factibilidad de poder o no guiar un

proyecto confiando en los resultados de la TIR, debido a que presenta algunas debilidades

para evaluar proyectos de inversión y planes de negocio, dado que se deben tomar en

cuenta todos los índices de riesgo, depreciación, descuento, interés, etc. y si no se los usa

debidamente, la TIR podría arrojar valores erróneos [23].

El flujo cero se refiere a la inversión inicial y se coloca con signo negativo dado que es el

valor del cual se descontarán todos los flujos de caja, como ya se indicó antes.

A continuación se muestran los resultados del VAN y la TIR, para tres casos según el tipo

de riesgo del proyecto, que dependerá de la tasa de descuento y la inflación, es decir, para

un caso optimista, normal y pesimista.

La tabla 4.6 muestra valores del VAN y la TIR en función de un riesgo bajo del 3% y una

inflación del 4,5%.

158

Tabla 4.6 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 3% e inflación del 4,5% 129.

FLUJO DE CAJA SALDO (USD) TIR VAN

Inversión, Año 0 -$ 260,000.00

Año 1 $ 8.073,83

En este periodo no existe Tasa Interna de

Retorno

En este periodo no existe un Valor

Actual Neto

Año 2 $ 6.252,90

Año 3 $ 4.431,97

Año 4 $ 2.611,04

Año 5 $ 790,12

Año 6 $ 22.912,21

Año 7 $ 94.091,35 -7,80% -$ 9.836,58

Tasa Interna de Retorno

Año 8 $ 165.270,49 4,05% $ 74.433,91

TIR 31,34%

Año 9 $ 236.449,63 11,59% $ 310.883,54

Año 10 $ 307.628,77 16,68% $ 618.512,31

Valor Neto Actual

Año 11 $ 417.811,57 20,55% $ 1.036.323,88

VNA $ 16.933.192,04

Año 12 $ 502.358,65 23,29% $ 1.538.682,53

Año 13 $ 586.905,73 25,28% $ 2.125.588,26

Comprobación de que la TIR = 31,34%

hace "cero" al VAN Año 14 $ 671.452,80 26,75% $ 2.797.041,06

Año 15 $ 755.999,88 27,85% $ 3.553.040,93

VNA ($ 0.00)

Año 16 $ 848.713,47 28,68% $ 4.401.754,41

Año 17 $ 941.427,07 29,33% $ 5.343.181,47

Año 18 $ 1.034.140,66 29,83% $ 6.377.322,14

Año 19 $ 1.126.854,26 30,21% $ 7.504.176,39

Año 20 $ 1.219.567,85 30,51% $ 8.723.744,25

Año 21 $ 1.422.883,70 30,76% $ 10.146.627,94

Año 22 $ 1.532.386,63 30,96% $ 11.679.014,57

Año 23 $ 1.641.889,56 31,12% $ 13.320.904,13

Año 24 $ 1.751.392,49 31,24% $ 15.072.296,62

Año 25 $ 1.860.895,42 31,34% $ 16.933.192,04

129 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 3% e inflación del 4,5%, realizado por la Autora.

159

La tabla 4.7 muestra valores del VAN y la TIR en función de un riesgo normal del 7% y

una inflación del 4,5%.

Tabla 4.7 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 7% e inflación del 4,5% 130.



Año 1 $ 7,339.85


Retorno


Actual Neto

Año 2 $ 5,684.46

Año 3 $ 4,029.07

Año 4 $ 2,373.68

Año 5 $ 718.29

Año 6 $ 19,093.51

Año 7 $ 78,409.46 -11.46% -$ 12,351.70


Año 8 $ 137,725.41 0.30% $ 5,373.70

TIR 28.04%

Año 9 $ 197,041.36 7.88% $ 202,415.06

Año 10 $ 256,357.31 13.05% $ 458,772.37

Valor Neto Actual

Año 11 $ 321,393.52 16.77% $ 780,165.89

VNA $ 12.557.457,45

Año 12 $ 386,429.73 19.49% $ 1,166,595.62

Año 13 $ 451,465.94 21.51% $ 1,618,061.56


hace "cero" al VAN Año 14 $ 516,502.15 23.03% $ 2,134,563.71

Año 15 $ 581,538.37 24.19% $ 2,716,102.08

VNA ($ 0.00)

Año 16 $ 652,856.52 25.08% $ 3,368,958.60

Año 17 $ 724,174.67 25.79% $ 4,093,133.26

Año 18 $ 795,492.82 26.34% $ 4,888,626.08

Año 19 $ 866,810.97 26.77% $ 5,755,437.05

Año 20 $ 938,129.12 27.11% $ 6,693,566.17

Año 21 $ 1,016,345.50 27.39% $ 7,709,911.66

Año 22 $ 1,094,561.88 27.61% $ 8,804,473.54

Año 23 $ 1,172,778.26 27.78% $ 9,977,251.80

Año 24 $ 1,250,994.64 27.92% $ 11,228,246.43

Año 25 $ 1,329,211.02 28.04% $ 12,557,457.45

130 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 7% e inflación del 4,5%, realizado por la Autora.

160

La tabla 4.8 muestra valores del VAN y la TIR en función de un riesgo elevado del 15% y

una inflación del 10%.

Tabla 4.8 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 15% e inflación del 10%131.



Año 1 $ 7.339,85


Retorno


Actual Neto

Año 2 $ 5.116,01

Año 3 $ 3.626,16

Año 4 $ 2.136,31

Año 5 $ 646,46

Año 6 $ 16.229,48

Año 7 $ 66.648,04 -14,10% -$ 158.257,70


Año 8 $ 117.066,60 -2,41% -$ 41.191,10

TIR 25,46%

Año 9 $ 167.485,15 5,19% $ 126.294,05

Año 10 $ 217.903,71 10,43% $ 344.197,76

Valor Neto Actual

Año 11 $ 257.114,81 14,03% $ 601.312,58

VNA $ 5.246.664,07

Año 12 $ 309.143,78 16,73% $ 910.456,36

Año 13 $ 361.172,75 18,76% $ 1.271.629,12


hace "cero" al VAN Año 14 $ 413.201,72 20,32% $ 1.684.830,84

Año 15 $ 465.230,69 21,52% $ 2.150.061,53

VNA ($ 0.00)

Año 16 $ 489.642,39 22,41% $ 2.639.703,92

Año 17 $ 543.131,00 23,12% $ 3.182.834,92

Año 18 $ 596.619,61 23,68% $ 3.779.454,53

Año 19 $ 650.108,23 24,14% $ 4.429.562,76

Año 20 $ 703.596,84 24,50% $ 5.133.159,60

Año 21 $ 711.441,85 24,78% $ 5.844.601,45

Año 22 $ 766.193,31 25,00% $ 6.610.794,76

Año 23 $ 820.944,78 25,18% $ 7.431.739,54

Año 24 $ 875.696,25 25,34% $ 8.307.435,79

Año 25 $ 930.447,71 25,46% $ 9.237.883,50

131 Resultados del VAN y la TIR con riesgo del 15% e inflación del 10%, realizado por la Autora.

161

En los tres casos, de rie4sbo bajo, normal y alto, se obtiene un VAN positivo, es decir, el

saldo del proyecto al cabo de 25 años, traducido a un valor presente, nos da un valor

positivo, que para cada caso respectivamente es de: 16’933.192,04 USD, 12’557.457,45

USD, y 5’246.664,07 USD.

4.3.4.1 Análisis económico del proyecto, para un riesgo normal

Al existir una TIR y un VAN positivos, se predice que el proyecto es factible, es decir, la

TIR confirma que existirá un porcentaje de retorno de capital para este proyecto, el VAN

confirma que el capital inicial con que cuenta el proyecto, proyectado a 25 años tendrá un

valor monetario positivo, cuyo monto traducido a la actualidad es de 12’557.457 USD.

Estos valores de VAN y TIR, sin embargo, no se los debería tomar como totalmente reales,

sin antes realizar un análisis de lo que ocurre en la realidad. Se debe tomar en cuenta que un

proyecto puede tener varias TIR, dado que una TIR ocurre cada cuando el VAN cambia de

positivo a negativo o viceversa, es decir, más de una tasa de descuento pueden hacer que el

VAN llegue a ser cero. Este hecho se da cuando los egresos resultan mayores a los ingresos

y así el saldo tendría signo negativo. Entonces, la TIR varía según el comportamiento de un

flujo de caja “a favor” o “en contra” y no depende del valor del saldo de cada mes o año.

Es por esta razón que todos, o al menos la mayoría de libros de economía aconsejan que

nos guiemos únicamente de tres parámetros que facilitarían el análisis:

Si el VAN es positivo el proyecto es factible porque habrá cierto retorno de capital.

Si el VAN es negativo el proyecto no es factible puesto que para el tiempo que el proyecto

ha sido considerado, no existirá retorno de capital y por ende indica pérdidas.

162

Si el VAN es cero, el proyecto es factible de realizar pero no existirá ni perdidas ni

ganancias. Este tercer parámetro, sin embargo, es ambiguo ya que como se indicó antes, un

proyecto puede generar varias TIR y por ende tener varios VAN de “cero” y no significar

que el proyecto sea factible.

A continuación se muestra una forma de comprobar que la TIR obtenido hace que el VAN

sea cero, es decir, se analiza en qué momento la tasa de descuento se convierte en la TIR,

que es la tasa máxima que podría tener el proyecto para ser factible.

Tabla 4.9 Análisis del VAN, en función de la tasa de descuento132.

Tasa de descuento VAN

2.50% $ 7,613,723.73

5.00% $ 4,706,893.31

7.50% $ 2,957,236.51

10.00% $ 1,879,980.76

12.50% $ 1,202,130.22

15.00% $ 766,660.28

17.50% $ 481,368.64

20.00% $ 291,016.23

22.50% $ 161,855.47

25.00% $ 72,873.66

28.04% ($ 0.00)

30.00% ($ 33,134.09)

32.50% ($ 64,411.62)

35.00% ($ 86,858.61)

37.50% ($ 103,031.64)

40.00% ($ 114,690.09)

132 Análisis del VAN en función de la tasa de descuento, cálculos realizados en Excel.

163

La figura 4.1 muestra el comportamiento del VAN, en función de la tasa de descuento. Los

valores en rojo del VAN simbolizan que es un VAN negativo.

Figura 4.1 Gráfica del VAN, en función de la tasa de descuento133.

4.3.5 Relación Costo - Beneficio

Otra forma de conocer si un proyecto es factible de realizar o no, es mediante el cálculo de

la Relación Costo-Beneficio, que es la relación entre los valores de ingresos actuales y los

egresos actuales. Si la relación es mayor que uno se acepta el proyecto, ya que demuestra

que se recuperará la inversión en un determinado tiempo, si la relación es menor que uno el

proyecto no es factible. La ecuación 4.10 muestra la relación Costo –Beneficio:

퐶퐵 =푉퐴푁 퐼푛푔푟푒푠표푠푉퐴푁 퐸푔푟푒푠표푠 푒푐. 4.10

133 Gráfica del VAN en función de la tasa de descuento, realizado por la Autora.

($1.000.000,00)

$0,00

$1.000.000,00

$2.000.000,00

$3.000.000,00

$4.000.000,00

$5.000.000,00

$6.000.000,00

$7.000.000,00

$8.000.000,00

$9.000.000,00

0,00% 5,00% 10,00% 15,00% 20,00% 25,00% 30,00% 35,00% 40,00% 45,00%

VALO

R A

CTU

AL

NET

O

TASA INTERNA DE RETORNO

VAN = f (TIR)

164

Donde:

CB, es la relación costo-beneficio

VAN Ingresos, valor actual neto de los ingresos

VAN Egresos, valor actual neto de los egresos

Para el desarrollo se realizó los cálculos en Excel, como se muestra en la Tabla 4.10:

Tabla 4.10 Valores Actuales de Ingresos y Egresos134.

Año INGRESOS EGRESOS

Año 1 $ 41,362.04 $ 34,022.19

Año 2 $ 55,307.53 $ 56,962.92

Año 3 $ 55,307.53 $ 56,962.92

Año 4 $ 55,307.53 $ 56,962.92

Año 5 $ 55,307.53 $ 56,962.92

Año 6 $ 60,695.95 $ 42,320.73

Año 7 $ 60,695.95 $ 1,380.00

Año 8 $ 60,695.95 $ 1,380.00

Costo-Beneficio Año 9 $ 60,695.95 $ 1,380.00

C-B 3.29

Año 10 $ 60,695.95 $ 1,380.00

VAN Ingresos

Año 11 $ 66,623.21 $ 1,587.00

VNA $ 892,524.53 Año 12 $ 66,623.21 $ 1,587.00

Año 13 $ 66,623.21 $ 1,587.00

VAN Egresos

Año 14 $ 66,623.21 $ 1,587.00

VNA $ 271,446.82

Año 15 $ 66,623.21 $ 1,587.00

Año 16 $ 73,143.20 $ 1,825.05

Año 17 $ 73,143.20 $ 1,825.05

Año 18 $ 73,143.20 $ 1,825.05

Año 19 $ 73,143.20 $ 1,825.05

Año 20 $ 73,143.20 $ 1,825.05

Año 21 $ 80,315.19 $ 2,098.81

Año 22 $ 80,315.19 $ 2,098.81

Año 23 $ 80,315.19 $ 2,098.81

Año 24 $ 80,315.19 $ 2,098.81

Año 25 $ 80,315.19 $ 2,098.81

134 Valores Actuales de Ingresos y Egresos, realizado por la Autora.

165

Las tasas que se tomaron en cuenta para este cálculo fueron: la tasa de interés del préstamo

bancario (7,5%), la tasa de descuento (5%)135 y la tasa de riesgo bajo (3%).

Desarrollando la ecuación 4.10 se tiene:

퐶퐵 =$ 892,524.53 $ 271,446.82

퐶퐵 = 3,29

La relación Costo-Beneficio muestra que el VAN de los Ingresos será 3,29 veces el valor

del VAN de los Egresos, es decir, existirá un sado a favor, por tanto el proyecto es factible,

ya que la relación costo-beneficio es mayor que uno.

4.4 FACTIBILIDAD Y BENEFICIOS DEL PROYECTO

El proyecto da cumplimiento a los objetivos ambientales, técnicos y económicos para los

cuales ha sido realizado este estudio.

Mediante el autofinanciamiento y el préstamo bancario en coordinación con el BIESS-

MEER-CNF, REPSOL contará con un diseño solar fotovoltaico acorde a los

requerimientos actuales y futuros del Campo, con total cumplimiento a la Ley de Régimen

del Sector Eléctrico y al Mecanismo de Desarrollo Limpio, con lo cual, no sólo recuperará

la inversión, sino que, al cumplir con la generación de energía limpia y la eliminación de

gases de efecto invernadero, podrá seguir teniendo un apoyo incluso mayor por parte de

dichas entidades para proyectos futuros.

135 BCE, Banco Central del Ecuador, “Tasa de interés del préstamo bancario”, 2012.

166

4.4.1 Factibilidad Ambiental

Se conseguirá la generación de energía limpia, mediante la implementación del Sistema

Solar Fotovoltaico, cuyo objetivo principal es el cuidado del medio ambiente, dado que,

47,13 toneladas de dióxido de carbono dejarán de ser emitidas hacia la atmosfera.

Este sistema fotovoltaico no genera ningún tipo de desperdicio, emisión de gases tóxicos,

ruido, u otro factor que atente contra el medio ambiente y el bienestar del personal que

labora en el Campamento t del personal que realizara su mantenimiento.

4.4.2 Factibilidad Económica

La rentabilidad de este proyecto está dada por el tiempo de recuperación de la inversión y la

seguridad de poder financiar todos los gastos que genere en proyecto, desde la compra del

material, hasta su puesta en funcionamiento, tomando en cuenta posibles imprevistos, ya

sean económicos o técnicos.

Los resultaos de los flujos de capital mostraron con exactitud los ingresos y egresos que

presentará el proyecto durante los 25 años, tomando en cuenta las tasas de descuento e

interés, donde se obtiene que al fina del quinto año se pagará por completo el préstamo

bancario, al fin del sexto año se habrá recuperado la inversión inicial de REPSOL, y desde

el sexto año se obtienen y saldos importantes, hasta legar al fin del año 25 con un saldo de

1’329.211,02 USD.

4.4.3 Factibilidad Técnica

El sistema Solar Fotovoltaico es técnicamente factible, por estar diseñado acorde a los

requerimientos del sistema eléctrico de iluminación actual de REPSOL-NPF, contar con

167

elementos específicos para funcionar en sistemas fotovoltaicos y tomando en cuenta que su

implementación y puesta en funcionamiento la realizaría personal calificado.

El dimensionamiento el sistema solar fotovoltaico tomó en cuenta valores reales de

demanda de energía eléctrica para iluminación, índices de radiación en el campamento,

horas de empleo de energía eléctrica en cada área (dado que la mayoría de aéreas operan las

24 horas del día), respaldo de energía para el sistema fotovoltaico dimensionado para 24

horas, especificaciones técnicas y parámetros eléctricos detallados de cada elemento que

debería ser utilizado, diseño del conexionado y agrupación de los elementos, cálculos de

caídas de voltaje y dimensionamiento de protecciones, que dan seguridad y fiabilidad al

sistema fotovoltaico.

Se dejará además el manual de operación n y mantenimiento del sistema solar fotovoltaico,

al personal de operaciones y mantenimiento, para asegura que los elementos sean tratados

de forma adecuada durante sus mantenimientos o sus reparaciones y alargar así su vida útil.

Dentro del rubro de egresos se tomó en cuenta sueldos para un Ingeniero especializado en

energía fotovoltaica, eléctricos tipo A, calificados para lecturas de planos y diseño de

tableros, bandejería y tuberías, entre otras actividades, y ayudantes eléctricos para las

conexiones menores, montajes y adecuación de los elementos.

168

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

La ejecución de un proyecto de aplicación de energía solar fotovoltaica, cualquiera sea su

escala o monto de inversión, necesita un análisis previo que muestre si es viable o no, para

no caer en problemas como deudas que no puedan pagarse o el incumplimiento de los

objetivos deseados. Por ello, es necesario realizar el Estudio de Factibilidad previo a su

ejecución, tomando en cuenta todos los parámetros y variables que intervienen en el

proyecto, como: herramientas tecnológicas, humanas y económicas que están al alcance,

considerando a la vez todas las ventajas, desventajas e imprevistos que puedan surgir

durante o después del desarrollo del mismo, sólo de esta manera el Estudio de Factibilidad

muestra resultados veraces y fiables.

Tras el presente “Estudio de Factibilidad para la aplicación de Energía Renovable

Fotovoltaica en el Sistema de Iluminación General del Campo REPSOL-NPF”, se concluye

que dicho proyecto es factible de realizar, por cumplir los objetivos y restricciones:

tecnológicas, ambientales, económicas y de tiempo.

El Ecuador posee un sinnúmero de fuentes naturales de las cuales se puede generar energía

eléctrica, sin embargo, la que más se ha explotado es la energía hidráulica, por su coste más

barato que las energías renovables, sin embargo hay regiones del país donde no hay caídas

de agua lo suficientemente caudalosas, elevadas o de fácil implementación de represas,

además el impacto ambiental que producen es elevado. El agua es un recurso de uso

múltiple, un bien tan antiguo y cotidiano que hace que la veamos como eterno, inagotable y

sobretodo gratuito, y es esa razón de gratuidad la que la está llevando de a poco a su

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extinción, por razones como: sobrepoblación, despilfarro, contaminación, entre otras. Por

ello se ha hecho indispensable y además una responsabilidad social y ambiental hallar

fuentes alternas de generación de energía eléctrica.

La generación de energía eléctrica mediante sistemas solares fotovoltaicos presenta

ventajas como: fácil y rápida instalación, mantenimientos simples semestrales o anuales,

alta resistencia a condiciones climáticas extremas como: fuertes vientos, altas temperaturas,

lluvias o polvo, vida útil de al menos 30 años, no emplea ningún tipo de combustible, no

genera ruido, no contamina el medio ambiente, llega a comunidades y sectores donde las

empresas eléctricas estatales no llegan y finalmente, su principal recurso es el sol, que es

considerado una fuente idealmente inagotable. La única desventaja del sistema solar

fotovoltaico es la elevada inversión inicial, comparada con la generación hidroeléctrica o

generadores de cualquier combustible.

El presente estudio se realizó porque al Campo REPSOL-NPF no llega ninguna empresa

eléctrica pública y toda la generación de energía eléctrica es mediante generadores a diesel,

lo cual encarece las planillas de consumo eléctrico. Por ello resulta de suma importancia el

apoyo que el gobierno y fundaciones internacionales dan a los proyectos que incursionan en

el campo de las energías renovables.

RECOMENDACIONES

Los valores del VAN y la TIR, que nos ayudan a definir si un proyecto es factible o no,

están ligados a índices como: tasa de descuento, índice de riesgo, depreciación del dinero,

tasa de interés y tiempo de recuperación, por lo que se debe analizar lo que cada uno de

ellos representa y la manera en que influyen en los resultados. No se posible basarse

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únicamente en si el VAN y la TIR son o no mayores a cero, sino interpretar los resultados

obtenidos y saber qué representan en nuestro proyecto, de igual forma se debe analizar qué

resultados deben descartarse por ser erróneos o incoherentes.

La industria ecuatoriana debe asumir un rol responsable frente a la actual crisis ambiental,

que presenta: índices elevados de emisiones de gases tóxicos hacia la atmosfera; basura,

derivados del petróleo y químicos contaminantes arrojados a los ríos y mares; tala

indiscriminada de árboles y destrucción del hábitat de muchas especies terrestres y marinas,

que inminentemente provoca la mayoría de las industrias.

Los profesionales que pueden aportar innovaciones en proyectos de mejora ambiental,

deben desarrollar sus ideas, para lograr ejecutarlas mediante el apoyo del sector privado o

gubernamental, que se verá reflejado en la mejora del estado de vida de muchos

ecuatorianos.

Para el diseño y la implementación del sistema solar fotovoltaico, se recomienda que todos

los elementos cumplan con las especificaciones técnicas y características eléctricas y

mecánicas que se listaron en el diseño y que se siga los procesos básicos del Manual de

Operación y Mantenimiento indicado por el fabricante para cada elemento.

Los procesos que se siguieron para el desarrollo del presente Estudio de Factibilidad,

pueden ser aplicados para cualquier sistema solar fotovoltaico residencial o industrial, en

zonas urbanas o rurales, y se deberán tomar en cuenta las condiciones climáticas, el sistema

eléctrico al que se abastecerá y los requerimientos que presente el sector en estudio. Puesto

que en función de estos parámetros estará el costo de la inversión y el dimensionamiento de

los elementos del sistema solar fotovoltaico.

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PV Syst, “Software para Evaluación, Diseño y Simulación de Sistemas Fotovoltaicos”.

“estudio de factibilidad para la aplicaciÓn de energÍa

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